Способ восстановления обводненной скважины



Способ восстановления обводненной скважины
Способ восстановления обводненной скважины
Способ восстановления обводненной скважины
Способ восстановления обводненной скважины
Способ восстановления обводненной скважины

 


Владельцы патента RU 2558837:

Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к восстановлению обводненной скважины и, в частности, к восстановлению обводненной скважины, верхняя часть которой расположена в заглинизированном низкотемпературном терригенном коллекторе вблизи многолетнемерзлых пород. Технический результат - повышение эффективности восстановления обводненной скважины за счет приобщения к эксплуатации верхней ее части. По способу ликвидируют нижнюю обводнившуюся часть эксплуатационной колонны. Для этого извлекают из скважины лифтовую колонну. В эксплуатационной колонне устанавливают ликвидационный цементный мост. Осуществляют перфорацию верхней необводнившейся части эксплуатационной колонны в интервале низкопроницаемых низкотемпературных терригенных отложений, расположенных ниже многолетнемерзлых пород. Спускают в интервал перфорации колонну насосно-компрессорных труб. Осуществляют последовательное закачивание в призабойную зону заглинизированных низкопроницаемых низкотемпературных терригенных отложений ацетона в объеме 1-2 м3 на 1 м перфорированной толщины. Затем закачивают аэрированно-диспергированный водный раствор перекиси водорода концентрации не более 10-15 мас.% в объеме 2-3 м3 на 1 м перфорированной толщины. Продавливают аэрированно-диспергированный водный раствор перекиси водорода в заглинизированные низкопроницаемые низкотемпературные терригенные отложения газовым конденсатом с кратковременной технологической выстойкой на период отслаивания глинистой составляющей от частиц горной породы. Осуществляют удаление и вынос из скважины на поверхность смеси, состоящей из газового конденсата, аэрированно-диспергированного водного раствора перекиси водорода и ацетона с отслоенными глинистыми составляющими горной породы. Затем осуществляют освоение скважины подачей в скважину инертного газа, например азота. Осуществляют отработку и ввод скважины в эксплуатацию с оставлением в скважине ранее спущенных насосно-компрессорных труб. 3 пр., 5 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к восстановлению обводненной скважины, нижняя часть которой расположена в высокопроницаемом газоносном коллекторе, а верхняя часть - в заглинизированных низкотемпературных терригенных отложениях ниже многолетнемерзлых пород (ММП).

На месторождениях Западной Сибири, находящихся на завершающей стадии разработки, имеющих аномально низкое пластовое давление (АНПД) и достаточно большую степень обводненности газоносного коллектора, когда нижняя часть ствола скважины перекрыта подошвенными водами и практически выведена из эксплуатации, одним из технических решений является ликвидация обводнившейся части ствола скважины и приобщение ее верхней необводнившейся части к дальнейшей эксплуатации. При этом верхняя часть газоносного коллектора относится к низкопроницаемым терригенным отложениям, сцементированным глинистыми составляющими с содержанием цемента и карбонатных отложений до 10%, что затрудняет ее эксплуатацию. Поэтому перед проведением работ по восстановлению скважины необходимо провести работы по осушению вновь вскрытого интервала газоносного коллектора и только после этого приступить к работам по разглинизации призабойной зоны (ПЗП) заглинизированных низкотемпературных терригенных отложений. Для этой цели наиболее подходящим реагентом является ацетон либо метанол. Предварительное закачивание ацетона либо метанола приводит к снижению межфазового натяжения скважинной жидкости, освобождению значительной части «связанной» воды, находящейся в мелких порах газоносного коллектора, к осушению ПЗП, а значит к улучшению проницаемости газоносного коллектора и повышению эффективности дальнейших реагентных обработок.

Из реагентов, способствующих разглинизации ПЗП, известны кислотные растворы, в частности соляная и плавиковая кислоты. Однако из опыта применения кислотных обработок известно, что они не всегда эффективны. Например, они имеют недостаточную глубину проникновения в пласт, тем самым не обеспечивают необходимый охват реагентами ПЗП. Зачастую происходит перенасыщение пласта продуктами реакции, что затрудняет процесс их удаления из пласта. Наблюдается существенное разрушение скелета горной породы, что негативно сказывается на продуктивности слабосцементированного коллектора.

Более подходящим реагентом для разглинизации ПЗП является водный раствор перекиси водорода.

Перекись водорода при взаимодействии с глинистыми составляющими горной породы окисляет их и переводит частично в формы, которые обладают меньшей способностью к адгезионным процессам, в результате чего частицы глинистых минералов отслаиваются и переходят в раствор в виде мелкодисперсной суспензии. В таком виде глинистые составляющие горной породы можно извлечь из пласта в скважину и далее удалить на поверхность. При удалении глинистых составляющих горной породы поровые каналы расширяются и проницаемость породы возрастает.

Известен способ восстановления обводненной скважины, включающий разглинизацию призабойной зоны заглинизированных низкопроницаемых низкотемпературных терригенных отложений (Патент РФ №2162146, Е21В 43/27, Е21В 43/22, опубл. 20.01.2001).

Недостатком этого способа является низкая эффективность восстановления обводненной скважины в условиях АНПД, расположенной вблизи ММП, выражающаяся в слабом выносе продуктов реакции из порового пространства в процессе разглинизации ПЗП, обусловленная недостаточной глубиной проникновения реагентов в пласт и отсутствием полного охвата области воздействия закачиваемыми реагентами, выпадение продуктов реакции в осадок, забивание ими поровых каналов и, как следствие, снижение проницаемости ПЗП.

Известен способ восстановления призабойной скважины, включающий разглинизацию прискважинной зоны заглинизированных низкопроницаемых низкотемпературных терригенных отложений (Патент РФ №2302522, Е21В 43/22, Е21В 43/27, С09К 8/72, опубл. 10.07.2007).

Недостатком этого способа является низкая эффективность восстановления обводненной скважины в условиях АНПД, расположенной в заглинизированных низкотемпературных терригенных отложениях ниже ММП, выражающаяся в слабом выносе продуктов реакции из порового пространства в процессе разглинизации ПЗП, обусловленная недостаточной глубиной проникновения реагентов в пласт и отсутствием полного охвата области воздействия закачиваемыми реагентами, кроме этого, предложенный способ имеет сложный состав реагентов, их большое разнообразие, а также большие объемы активных кислотных растворов, что не позволяет извлечь продукты реакции из пласта после их нейтрализации, а также выпадение продуктов реакции в осадок, забивание ими поровых каналов и, как следствие, снижение проницаемости ПЗП. Кроме этого, для газоносных коллекторов с низкими пластовыми давлениями и температурами, особенно расположенных вблизи ММП, описанный способ не применим.

Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в повышении эффективности восстановления обводненной скважины, расположенной в заглинизированных низкотемпературных терригенных отложения вблизи ММП в условиях АНПД.

Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в восстановлении обводненной скважины путем ликвидации обводненной части ствола скважины, приобщении верхней части эксплуатационной колонны, расположенной в заглинизированных низкотемпературных терригенных отложениях за счет разрушения заглинизированных частиц горной породы и в увеличении проницаемости ПЗП.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что способ восстановления обводненной скважины включает ликвидацию нижней обводнившейся части эксплуатационной колонны путем извлечения из скважины лифтовой колонны, установку в эксплуатационной колонне ликвидационного цементного моста, перфорацию верхней необводнившейся части эксплуатационной колонны в интервале низкопроницаемых низкотемпературных терригенных отложений, расположенных ниже многолетнемерзлых пород, спуск в интервал перфорации колонны насосно-компрессорных труб, последовательное закачивание в призабойную зону заглинизированных низкопроницаемых низкотемпературных терригенных отложений ацетона в объеме 1-2 м3 на 1 м перфорированной толщины, затем - аэрированно-диспергированного водного раствора перекиси водорода малой концентрации не более 10-15 мас.% в объеме 2-3 м3 на 1 м перфорированной толщины, продавливание аэрированно-диспергированного водного раствора перекиси водорода в заглинизированные низкопроницаемые низкотемпературные терригенные отложения газовым конденсатом с кратковременной технологической выстойкой на период отслаивания глинистой составляющей от частиц горной породы, но не более чем на 0,5-1,0 часа, удаление и вынос из скважины на поверхность смеси, состоящей из газового конденсата, аэрированно-диспергированного водного раствора перекиси водорода и ацетона с отслоенными глинистыми составляющими горной породы, освоение скважины подачей в скважину инертного газа, например азота, отработку и ввод скважины в эксплуатацию с оставлением в скважине ранее спущенных насосно-компрессорных труб.

Способ реализуется в газовой скважине (фиг. 1), вскрывшей продуктивный газоносный горизонт, состоящий из нижней части 1, сложенной высокопроницаемыми отложениями, и верхней части 2, сложенной из низкопроницаемых низкотемпературных терригенных отложений, разделенных глинистой перемычкой 3 и прилегающих к (ММП) 4. В процессе эксплуатации нижняя часть 1 продуктивного газоносного горизонта обводнилась и стала непригодна к дальнейшей эксплуатации, так как нижняя проперфорированная часть эксплуатационной колонны 5 и башмак лифтовой колонны 6 перекрыты пластовой водой 7, препятствующей поступлению газа из газоносного горизонта.

Для восстановления обводнившейся скважины с целью ее дальнейшей эксплуатации проводят работы (фиг. 2) по ликвидации нижней обводнившейся части эксплуатационной колонны 5 путем извлечения из скважины лифтовой колонны (не показано), установке в эксплуатационной колонне 5 выше уровня жидкости, пластовой воды 7, ликвидационного цементного моста 8.

После завершения периода ожидания затвердевания ликвидационного цементного моста 8, его опрессовки и испытания на герметичность осуществляют перфорацию верхней необводнившейся части эксплуатационной колонны 5 с образованием перфорационных отверстий 9 в интервале верхней части 2 продуктивного газоносного горизонта, сложенного из низкопроницаемых низкотемпературных терригенных отложений (фиг. 3). В дальнейшем в интервал перфорации 9 спускают колонну насосно-компрессорных труб 10.

Последовательно закачивают (фиг. 4) через спущенную колонну насосно-компрессорных труб 10 в прискважинную зону заглинизированных низкопроницаемых низкотемпературных терригенных отложений ацетон 11 в объеме 1-2 м3 на 1 м перфорированной толщины для снижения межфазового натяжения скважинной жидкости, освобождения значительной части «связанной» воды, находящейся в мелких порах верхней части 2 продуктивного газоносного горизонта, сложенного из низкопроницаемых низкотемпературных терригенных отложений, а также для осушения прискважинной зоны, затем через эту же колонну насосно-компрессорных труб 10 с помощью установки нагнетания газа (УНГ) или бустерной установки (не показано) закачивают аэрированно-диспергированный водный раствор перекиси водорода 12 малой концентрации не более 10-15 мас.% в объеме 2-3 м3 на 1 м перфорированной толщины.

Продавливают аэрированно-диспергированный водный раствор перекиси водорода в верхнюю часть 2 продуктивного газоносного горизонта, сложенного из низкопроницаемых низкотемпературных терригенных отложений, посредством газового конденсата 13 с кратковременной технологической выстойкой в течение не более 0,5-1,0 часа на период отслаивания глинистой составляющей от частиц горной породы.

После чего (фиг. 5) осуществляют удаление и вынос на поверхность смеси, состоящей из газового конденсата 13, аэрированно-диспергированного водного раствора перекиси водорода 12 и ацетона 11 из скважины с отслоенными глинистыми составляющими горной породы из верхней части 2 продуктивного газоносного горизонта, сложенного из низкопроницаемых низкотемпературных терригенных отложений.

В заключение проводят освоение скважины подачей в скважину инертного газа 14, например, азота, отработку и ввод скважины в эксплуатацию с оставлением в скважине ранее спущенной в скважину колонны насосно-компрессорных труб 10.

Поверхностно-активное вещество (ПАВ), используемое при создании аэрированно-диспергированного водного раствора перекиси водорода, покрывает глинистые частицы, тем самым противодействует их слипанию и облегчает их вынос в скважину при дренировании и удалении из скважины при ее освоении. Оптимально для этой цели подходит ионогенное ПАВ, например, диссольван или ОП-10.

Диспергатор, устанавливаемый на входе в скважину, значительно уменьшает величину отдельной частицы ПАВ, облегчая ее проникновение в глубину заглинизированной ПЗП и расширяет область охвата ее реагентами.

Перекись водорода при взаимодействии с глинистыми составляющими горной породы окисляет их и переводит частично в формы, которые обладают меньшей способностью к адгезионным процессам, в результате частицы глинистых минералов отслаиваются и переходят в раствор в виде мелкодисперсной суспензии. В таком виде глинистые составляющие можно извлечь из пласта в скважину и далее удалить на поверхность. При удалении глинистых составляющих поровые каналы расширяются и проницаемость породы возрастает.

Аэрированно-диспергированный водный раствор перекиси водорода позволяет доставлять малые объемы реагента в удаленную часть продуктивного пласта, повышает подвижность реагента в поровом пространстве породы и сокращает продолжительность освоения скважины.

Примеры реализации заявляемого способа.

Пример 1.

В обводненной газовой скважине с эксплуатационной колонной диаметром 219 мм, нижняя часть которой обводнена пластовой водой, а верхняя часть расположена в низкопроницаемом низкотемпературном терригенном коллекторе первоначально ликвидируют нижнюю обводнившуюся часть эксплуатационной колонны путем извлечения из скважины лифтовой колонны, устанавливают в эксплуатационной колонне ликвидационный цементный мост, а затем вскрывают верхнюю часть ствола перфорацией. В перфорационную часть эксплуатационной колонны спускают колонну насосно-компрессорных труб.

Во вскрываемый пласт толщиной 20 м с температурой 10°С и пластовым давлением 2 МПа, расположенный ниже ММП на 100 м3, через колонну НКТ диаметром 73 мм первоначально закачивают ацетон в объеме 1 м3 на 1 м перфорированной толщины, затем аэрированно-диспергированный водный раствор перекиси водорода в объеме 2 м3 на 1 м перфорированной толщины концентрации 10 мас.%, продавливают его в ПЗП посредством газового конденсата с кратковременной технологической выстойкой не более 0,5-1,0 часа. Отработанную смесь, состоящую из газового конденсата, аэрированно-диспергированного водного раствора перекиси водорода и ацетона с отслоенными глинистыми частицами удаляют из ПЗП и выносят из скважины на поверхность. Скважину осваивают с помощью инертного газа - азота и вводят в эксплуатацию.

Пример 2.

В обводненной газовой скважине с эксплуатационной колонной диаметром 168 мм, нижняя часть которой обводнена пластовой водой, а верхняя часть расположена в низкопроницаемом низкотемпературном терригенном коллекторе первоначально ликвидируют нижнюю обводнившуюся часть эксплуатационной колонны путем извлечения из скважины лифтовой колонны, устанавливают в эксплуатационной колонне ликвидационный цементный мост, а затем вскрывают верхнюю часть ствола перфорацией. В перфорационную часть эксплуатационной колонны спускают колонну насосно-компрессорных труб.

Во вскрываемый пласт толщиной 10 м с температурой 12°С и пластовым давлением 4 МПа, расположенную ниже ММП на 200 м, через колонну НКТ диаметром 73 мм первоначально закачивают ацетон в объеме 1 м3 на 1 м перфорированной толщины, затем аэрированно-диспергированный водный раствор перекиси водорода в объеме 2 м3 на 1 м перфорированной толщины концентрации 12 мас.%, продавливают его в ПЗП посредством газового конденсата с кратковременной технологической выстойкой не более 0,5-1,0 часа. Отработанную смесь, состоящую из газового конденсата, аэрированно-диспергированного водного раствора перекиси водорода и ацетона, с отслоенными глинистыми частицами удаляют из ПЗП и выносят из скважины на поверхность.

Скважину осваивают с помощью инертного газа - азота и вводят в эксплуатацию.

Пример 3.

В обводненной газовой скважине с эксплуатационной колонной диаметром 146 мм, нижняя часть которой обводнена пластовой водой, а верхняя часть расположена в низкопроницаемом низкотемпературном терригенном коллекторе первоначально ликвидируют нижнюю обводнившуюся часть эксплуатационной колонны путем извлечения из скважины лифтовой колонны, устанавливают в эксплуатационной колонне ликвидационный цементный мост, а затем вскрывают верхнюю часть ствола перфорацией. В перфорационную часть эксплуатационной колонны спускают колонну насосно-компрессорных труб.

Во вскрываемый пласт толщиной 5 м с температурой 15°С и пластовым давлением 6 МПа, расположенную ниже ММП на 300 м, через колонну НКТ диаметром 73 мм первоначально закачивают ацетон в объеме 1 м3 на 1 м перфорированной толщины, затем аэрированно-диспергированный водный раствор перекиси водорода в объеме 2 м3 на 1 м перфорированной толщины концентрации 15 мас.%, продавливают его в ПЗП посредством газового конденсата с кратковременной технологической выстойкой не более 0,5-1,0 часа. Отработанную смесь, состоящую из газового конденсата, аэрированно-диспергированного водного раствора перекиси водорода и ацетона с отслоенными глинистыми частицами удаляют из ПЗП и выносят из скважины на поверхность. Скважину осваивают с помощью инертного газа - азота и вводят в эксплуатацию.

Преимуществом способа по сравнению с аналогичными способами восстановления обводненной скважины, расположенной в заглинизированном низкотемпературном низкопроницаемом терригенном коллекторе, является комплексность всех проводимых на скважине технологических приемов и операций, в нем используется специальная подборка химических реагентов несложного состава и операционных закачек в определенной последовательности, которая позволяет проводить работы по разглинизации более эффективно и с меньшими финансовыми и временными затратами. Рост эффективности происходит за счет предварительного удаления из ПЗП воды осушкой ацетоном, после чего обработанная зона способна в лучшей степени реагировать с последующими закачиваемыми реагентами.

Способ восстановления обводненной скважины включает ликвидацию нижней обводнившейся части эксплуатационной колонны путем извлечения из скважины лифтовой колонны, установку в эксплуатационной колонне ликвидационного цементного моста, перфорацию верхней необводнившейся части эксплуатационной колонны в интервале низкопроницаемых низкотемпературных терригенных отложений, расположенных ниже многолетнемерзлых пород, спуск в интервал перфорации колонны насосно-компрессорных труб, последовательное закачивание в призабойную зону заглинизированных низкопроницаемых низкотемпературных терригенных отложений ацетона в объеме 1-2 м3 на 1 м перфорированной толщины, затем - аэрированно-диспергированного водного раствора перекиси водорода малой концентрации не более 10-15 мас.% в объеме 2-3 м3 на 1 м перфорированной толщины, продавливание аэрированно-диспергированного водного раствора перекиси водорода в заглинизированные низкопроницаемые низкотемпературные терригенные отложения газовым конденсатом с кратковременной технологической выстойкой на период отслаивания глинистой составляющей от частиц горной породы, но не более чем на 0,5-1,0 ч, удаление и вынос из скважины на поверхность смеси, состоящей из газового конденсата, аэрированно-диспергированного водного раствора перекиси водорода и ацетона с отслоенными глинистыми составляющими горной породы, освоение скважины подачей в скважину инертного газа, например азота, отработку и ввод скважины в эксплуатацию с оставлением в скважине ранее спущенных насосно-компрессорных труб.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для интенсификации добычи углеводородов, в частности нефти или газоконденсата, в скважинах - повышения коэффициента их извлечения из продуктивного пласта за счет обработки призабойной зоны этого пласта, вскрытого скважинами, участвующими в разработке пласта.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и предназначена для повышения нефтеотдачи продуктивных пластов. Способ возбуждения волнового поля на забое нагнетательной скважины заключается в том, что плоскую стесненную струю жидкости подают непрерывно из щелевого сопла на носик клина.

Группа изобретений относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использована для повышения нефтеотдачи пласта при разработке обводненных залежей с вязкой нефтью и битума на поздней стадии разработки.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей отрасли, в частности к увеличению притока нефти на добывающих скважинах и приемистости нагнетательных скважин. Способ включает формирование компрессионного перепада давления между призабойной зоной пласта и полостью насосно-компрессорных труб путем закачки флюида, стравливание давления при передвижении флюида из призабойной зоны к дневной поверхности, создание периодических импульсов давления в призабойной зоне пласта, повторение этапов стравливания и создания импульсов давления; контроль за этими этапами.

Изобретение относится к области добычи метана в зоне угольных пластов. Технический результат - увеличение добычи угольного метана, уменьшение энергозатрат, повышение безопасности и экологичности процесса.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при освоении скважины в процессе ее эксплуатации с целью повышения продуктивности скважины.

Предложение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений для импульсной закачки жидкости в пласт.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и, в частности, к геолого-техническим мероприятиям при капитальном ремонте скважин - очистке каналов перфорации и пористой среды призабойной зоны пласта, а также к глушению и освоению скважин после подземного и капитального ремонта с помощью газо-жидкостных смесей.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при строительстве скважины. В способе строительства горизонтальной скважины ведут бурение наклонно-направленного ствола через горные породы, спуск верхней обсадной колонны, цементирование заколонного пространства за верхней обсадной колонной, бурение горизонтального ствола из верхней обсадной колонны в нижний нефтяной пласт, спуск нижней обсадной колонны с частичным размещением последней в нижней части верхней обсадной колонны, цементирование заколонного пространства за нижней обсадной колонной, перфорацию горизонтального ствола, спуск в верхнюю обсадную колонну колонны насосно-компрессорных труб с пакером с установкой пакера и башмака колонны насосно-компрессорных труб в верхней обсадной колонне над нижней обсадной колонной и проведение гидроразрыва в горизонтальном стволе.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеизвлечения из продуктивных пластов при их эксплуатации скважинными штанговыми глубинно-насосными установками.

Группа изобретений относится к области нефтедобычи, в частности к способам регулируемой подачи реагентов в скважину и наземному оборудованию. Способ включает размещение устройства с реагентом в стволе скважины или во внутритрубном пространстве поверхностного нефтепромыслового оборудования, растворение реагента добываемой жидкостью.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и предназначено для предупреждения отложения солей на нефтепогружном оборудовании. Контейнер содержит по крайней мере один цилиндрический корпус с перфорациями, снабженный верхней крышкой с отверстием, нижней крышкой и заполненный порошкообразным реагентом ниже уровня перфораций с образованием свободной полости.

Изобретение относится к семействам ингибиторов солевых отложений и их применению в интенсификации притока из нефтяного месторождения. Способ обеспечения ингибирования образования солевых отложений в нефтяном месторождении, включающий стадии: a) введения по меньшей мере двух входящих потоков жидкости по меньшей мере в две продуктивные зоны нефтедобывающей скважины, соединенной с нефтяным месторождением, или по меньшей мере в две различные нефтедобывающие скважины, из которых по меньшей мере два выходящих потока из двух зон или скважин объединяют перед извлечением с ингибитором солевых отложений, содержащим детектируемые группировки, вводимым в нефтяное месторождение(я) и/или в жидкость, причем применяют два различных ингибитора солевых отложений, каждый из которых предназначен для каждой из двух зон или скважин, указанные е ингибиторы содержат различные детектируемые группировки по их максимумам поглощения, которые различают аналитическим способом на поглощение; b) вытеснения нефти, c) извлечения выходящего потока жидкости, содержащей нефть, d) измерения количеств различных ингибиторов в извлеченном потоке жидкости аналитическим способом на поглощение или жидкости, полученной из него, и e) необязательно решения проблемы образования солевых отложений, которая возникает в зоне или скважине, для которой предназначен ингибитор солевых отложений, если количество ингибитора солевых отложений меньше указанной величины, где один из двух ингибиторов представляет собой указанный полимер и другой ингибитор представляет собой другой указанный полимер.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для предотвращения отложений солей на нефтепромысловом оборудовании. Регулировку расхода реагента осуществляют на устье скважины установкой дозировочной электронасосной, соединенной на устье скважины с капиллярным трубопроводом.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений. Состав содержит поверхностно-активное вещество на основе полимера окиси этилена - реагент ИТПС 806 марка Б 0,1-5,0 мас.% и смесь алифатических и ароматических углеводородов в виде реагента ИТПС 010 марка А - остальное.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при выборе эффективных растворителей для удаления отложений парафина. Способ включает отбор из нефтяного оборудования образцов отложений, определение группового состава и типа отложений, процедуру предварительного смешивания пустых бюксов, приготовления в этих бюксах 10% растворов нефтяного парафина, где в качестве растворителей выступают различные углеводороды и их композиции, доведение до постоянно веса в сушильном шкафу бюксов с содержимым.
Изобретение относится к области нефтегазодобычи. Технический результат - повышение эффективности и технологичности удаления кольматирующих образований из призабойной зоны продуктивного ствола скважин, в том числе пологих и горизонтальных, после использования технологической жидкости, содержащей высокомолекулярные соединения и кольматанты.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - улучшение очистки затрубного пространства перед размещением цементных растворов или во время фазы заканчивания, абразивная очистка всего мягкого материала, присутствующего в затрубном пространстве, в частности, гелеобразной глинистой массы и глинистой корки, без применения дополнительного оборудования и без повреждения металлических деталей.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть применено для разработки трудноизвлекаемых залежей газа. Способ включает бурение основного ствола, спуск эксплуатационной колонны, проведение геофизических исследований, бурение горизонтального участка в продуктивном пласте.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для очистки скважин. На устье монтируют нагнетательную линию, проходящую через теплообменное устройство, которое обвязывают с паропередвижной установкой и автоцистернами с растворителем и технологической жидкостью, обвязанными с насосным агрегатом.

Изобретение относится к области добычи углеводородов и может быть использовано при эксплуатации промысловых скважин. Способ включает изолирование отдельных участков скважины и контроль притока из них.
Наверх