RU2261986C1 - Method for complex well bottom zone treatment - Google Patents
Method for complex well bottom zone treatment Download PDFInfo
- Publication number
- RU2261986C1 RU2261986C1 RU2004133919/03A RU2004133919A RU2261986C1 RU 2261986 C1 RU2261986 C1 RU 2261986C1 RU 2004133919/03 A RU2004133919/03 A RU 2004133919/03A RU 2004133919 A RU2004133919 A RU 2004133919A RU 2261986 C1 RU2261986 C1 RU 2261986C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- packer
- perforation interval
- pump
- acid solution
- Prior art date
Links
Landscapes
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины, при проведении интенсификационных работ, связанных с очисткой стенок обсадной колонны скважины и ее фильтра от различных загрязняющих веществ, и восстановлении дебита пласта в сильно загрязненных скважинах, для восстановления приемистости карбонатных коллекторов нагнетательных скважин.The invention relates to the oil industry and may find application in the operation of the well, during the intensification work associated with cleaning the walls of the casing of the well and its filter from various contaminants, and restoring the flow rate of the formation in heavily contaminated wells, to restore the injectivity of carbonate reservoirs of injection wells.
Известен способ очистки нефтедобывающих и водозаборных скважин. Очистка призабойной зоны скважины в известном способе основана на удалении кольматантов периодическим воздействием на прискважинное пространство упругими колебаниями. Предварительно обрабатывают геологическую, геофизическую, гидродинамическую информацию и динамику основных параметров в процессе эксплуатации скважин месторождения. По результатам обработки информации выбирают скважины с высоким пластовым давлением, но закольматированные. Устанавливают необходимые параметры упругих колебаний и определяют режим воздействия. Затем воздействуют на выбранные продуктивные интервалы призабойной зоны полем упругих колебаний с установленными параметрами. Корректируют режимы и характер воздействия по результатам контроля скорости удаления кольматантов из призабойной зоны. Оценивают эффективность проведенного воздействия и по полученным данным корректируют режим эксплуатации скважин (Патент РФ №2151273, кл. Е 21 В 37/00, опубл. 20.06.2000).A known method of cleaning oil and water wells. Cleaning the bottom-hole zone of the well in the known method is based on the removal of colmatants by periodically applying elastic vibrations to the borehole space. Pre-process geological, geophysical, hydrodynamic information and the dynamics of the main parameters in the process of operating wells in the field. Based on the results of information processing, wells with high reservoir pressure, but cogged, are selected. Set the necessary parameters of elastic vibrations and determine the mode of exposure. Then they act on the selected productive intervals of the bottom-hole zone by a field of elastic vibrations with established parameters. Correct modes and nature of the impact according to the results of controlling the rate of removal of colmatants from the bottomhole zone. Evaluate the effectiveness of the impact and according to the received data adjust the operating mode of the wells (RF Patent No. 2151273, class E 21 B 37/00, publ. 06/20/2000).
Известный способ недостаточно эффективен вследствие того, что в нем используют только один вид воздействия - поле упругих колебаний без совмещения с другими видами воздействия, например химическим.The known method is not effective enough due to the fact that it uses only one type of exposure - the field of elastic vibrations without combining with other types of exposure, for example chemical.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ акустического воздействия на скважины системы поддержания пластового давления, основанный на удалении кольматантов путем воздействия на призабойную зону скважины полем упругих колебаний ультразвуковой частоты в среде активной технологической жидкости на основе водорастворимых поверхностно-активных веществ и последующем растворениии продуктов деструкции путем закачки и продавки в продуктивный пласт тройным по отношению к расчетному количеству активной технологической жидкости объемом кислоты. При проведении акустического воздействия на призабойную зону пласта насосно-компрессорные трубы из скважины не извлекаются на поверхность, время акустического воздействия определяется степенью потери приемистости скважины от проектной величины и применением для растворения продуктов деструкции кольматантов растворов определенных кислот с последующей продавкой продуктов реакции в пласт (Заявка на изобретение РФ №2002135767, опубл. 27.06.2004 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of acoustic impact on wells of a reservoir pressure maintenance system, based on the removal of muds by exposure to the bottom hole of a well with a field of elastic vibrations of ultrasonic frequency in an active process fluid medium based on water-soluble surfactants and subsequent dissolution of products destruction by injection and pushing into the reservoir triple in relation to the estimated amount su- process fluid volume acid. When conducting acoustic effects on the bottom-hole zone of a formation, tubing pipes are not removed from the well to the surface, the time of acoustic impact is determined by the degree of loss of injectivity of the well from the design value and the use of solutions of certain acids to dissolve the degradation products of the mud, followed by the sale of reaction products into the formation (Application for invention of the Russian Federation No. 2002135767, publ. 06/27/2004 - prototype).
В изобретении решается задача повышения эффективности очистки призабойной зоны скважины.The invention solves the problem of increasing the efficiency of cleaning the bottom-hole zone of the well.
Задача решается тем, что в комплексном способе обработки призабойной зоны скважины, включающем спуск в скважину на колонне насосно-компрессорных труб компоновки с ультразвуковым генератором, воздействие на призабойную зону скважины полем упругих колебаний ультразвуковой частоты в среде активной технологической жидкости и раствора кислоты, согласно изобретению, в состав спускаемой в скважину на колонне насосно-компрессорных труб компоновки включают пакер, дренажно-депрессионный насос и колонну штанг с плунжером, разобщают пакером межтрубное пространство выше интервала перфорации, ультразвуковое воздействие осуществляют в интервале перфорации, в качестве активной технологической жидкости используют растворитель асфальтеносмолопарафиновых отложений, после продавки раствора кислоты выполняют технологическую выдержку для реагирования кислоты, затем производят дренирование пласта с созданием знакопеременного движения жидкости в интервале перфорации и слабых депрессионных импульсов.The problem is solved in that in an integrated method for processing the bottom-hole zone of a well, including descent into a well on a tubing string of an arrangement with an ultrasonic generator, exposing the bottom-hole zone of a well with a field of elastic vibrations of ultrasonic frequency in an active process fluid and acid solution, according to the invention, the composition of the arrangement lowered into the well on the tubing string includes a packer, a drainage-depression pump and a rod string with a plunger, disconnect the packer the tube space is above the perforation interval, the ultrasonic effect is carried out in the perforation interval, the solvent of asphaltene-resin-paraffin deposits is used as the active process fluid, after the acid solution is sold, technological exposure is performed to react the acid, then the formation is drained with alternating fluid movement in the interval of perforation and weak depressive impulses .
Признаками изобретения являются:The features of the invention are:
1. спуск в скважину на колонне насосно-компрессорных труб компоновки с ультразвуковым генератором;1. descent into the well on a string of tubing assemblies with an ultrasonic generator;
2. воздействие на призабойную зону скважины полем упругих колебаний ультразвуковой частоты;2. the impact on the bottom-hole zone of the well with a field of elastic vibrations of ultrasonic frequency;
3. то же в среде активной технологической жидкости и раствора кислоты;3. the same in the environment of the active process fluid and acid solution;
4. включение в состав спускаемой в скважину на колонне насосно-компрессорных труб компоновки пакера, дренажно-депрессионного насоса и колонны штанг с плунжером;4. inclusion in the composition of the packer, drainage and depression pump and rod string with a plunger being lowered into the well on the tubing string;
5. разобщение пакером межтрубного пространства выше интервала перфорации;5. uncoupling by the packer of the annulus above the perforation interval;
6. ультразвуковое воздействие в интервале перфорации;6. ultrasonic action in the interval of perforation;
7. использование в качестве активной технологической жидкости растворителя асфальтеносмолопарафиновых отложений;7. the use of asphaltene-tar-paraffin deposits as an active process fluid;
8. технологическая выдержка для реагирования кислоты;8. technological exposure for the reaction of acid;
9. дренирование пласта с созданием знакопеременного движения жидкости в интервале перфорации и слабых депрессионных импульсов.9. drainage of the formation with the creation of alternating fluid movement in the interval of perforation and weak depressive impulses.
Признаки 1-3 являются общими с прототипом, признаки 4-9 являются отличительными существенными признаками изобретения.Signs 1-3 are common with the prototype, signs 4-9 are the distinctive essential features of the invention.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
При работе нефтедобывающей скважины происходит накопление в призабойной зоне кольматирующих элементов, снижающих ее проницаемость и, как следствие, продуктивность скважины. Традиционно применяемые способы обработки призабойной зоны позволяют повысить продуктивность скважины, однако их эффективность невелика. Сочетание в одном способе нескольких видов воздействия приводит к наибольшей эффективности очистки призабойной зоны. Однако и такое сочетание не позволяет эффективно очищать сильно закольматированные призабойные зоны скважин. В предлагаемом способе решается задача повышения эффективности очистки призабойной зоны скважины. Задача решается следующей совокупностью операций.During the operation of an oil producing well, accumulating elements occur in the near-wellbore zone, which reduce its permeability and, as a result, 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 combination in one method of several types of exposure leads to the greatest efficiency of cleaning the bottom-hole zone. However, even such a combination does not allow to efficiently clean heavily stained well bottom zones. The proposed method solves the problem of increasing the efficiency of cleaning the bottom-hole zone of the well. The problem is solved by the following set of operations.
В скважину спускают компоновку, представленную на чертеже.The layout shown in the drawing is lowered into the well.
Компоновка включает дренажно-депрессионный спаренный штанговый насос, корпус которого состоит из двух корпусов насоса: верхнего корпуса 1 и нижнего корпуса 2, соединенных между собой перфорированным патрубком 3. В нижней части нижнего корпуса 2 размещен широкопроходной клапан конусного типа 4, ниже насоса установлен фильтр 5. К нижнему концу фильтра 5 подсоединен ультразвуковой генератор 6, который подключен к источнику питания на поверхности при помощи токоподводящих кабелей (на фиг. не показаны). Дренажно-депрессионный насос подвешен на колонне насосно-компрессорных труб 7. Внутри насоса установлен плунжер 8, состоящий из трех стандартных плунжеров, соединенных между собой. Плунжер снабжен всасывающим клапаном 9 и подвешен на колонне штанг 10, соединенной на устье скважины с подъемником (на фиг. не показан). Компоновку размещают в скважине, оборудованной обсадной колонной 11. Ультразвуковой генератор 6 размещают в интервале перфорации 12 напротив продуктивного пласта 13. Выше насоса между колонной насосно-компрессорных труб 7 и обсадной колонной 11 (в межтрубном пространстве) размещают пакер 14. Силовые кабели (на фиг. не показаны) для питания ультразвукового генератора 6 закрепляются на наружной поверхности колонны насосно-компрессорных труб 7 клямсами (на фиг. не показаны), а генераторная группа находится на устье скважины (на фиг. не показана).The layout includes a drainage and depression twin rod pump, the housing of which consists of two pump housings: the upper housing 1 and the lower housing 2, interconnected by a perforated nozzle 3. In the lower part of the lower housing 2 there is a wide-flow cone type 4 valve, a filter 5 is installed below the pump An ultrasonic generator 6 is connected to the lower end of the filter 5, which is connected to a surface power source using current-carrying cables (not shown in FIG.). A drainage and depression pump is suspended on a tubing string 7. A plunger 8 is installed inside the pump, consisting of three standard plungers interconnected. The plunger is equipped with a suction valve 9 and is suspended on a string of rods 10 connected at the wellhead with a lift (not shown in FIG.). The arrangement is placed in a well equipped with a casing 11. An ultrasonic generator 6 is placed in the perforation interval 12 opposite the reservoir 13. A packer 14 is placed above the pump casing 7 and the casing 11 (in the annulus). Power cables (in FIG. (not shown) for powering the ultrasonic generator 6 are fixed on the outer surface of the tubing string 7 with clips (not shown in FIG.), and the generator group is located at the wellhead (not shown in FIG.).
Процесс обработки призабойной зоны скважины проводят следующим образом. Компоновку размещают в скважине. На колонне штанг 10 спускают плунжер 8 и устанавливают выше насоса на 5-10 м для обеспечения возможности прохождения жидкости по колонне насосно-компрессорных труб 7 и через перфорированный патрубок 3 в межтрубное пространство к интервалу перфорации 12. Производят установку пакера 14. Включают ультразвуковой генератор 6 с частотой сигнала 10-12 Кгц и мощностью 3-4 Квт. Через интервал перфорации 12 в продуктивный пласт 13 производят закачку растворителя асфальтеносмолопарафиновых отложений и затем раствора кислоты. Производят посадку плунжера 8 в верхний корпус 1 насоса. Проводят технологическую выдержку для реагирования кислоты. Подъемником поднимают и опускают колонну штанг 10 и плунжер 8. Таким образом производят дренирование пласта с амплитудой от 3 до 6 м в зависимости от типа насоса. Тип насоса выбирают в зависимости от свойств коллектора. Насос может быть скомпонован из двух насосов с одинаковыми диаметрами, а также с разными диаметрами - 32 на 43 мм, 43 на 56 мм, 56 на 68 мм, 68 на 98 мм и т.п. Насос с меньшим диаметром располагают снизу.The processing of the bottom-hole zone of the well is as follows. The layout is placed in the well. Plunger 8 is lowered on rod string 10 and installed 5-10 m above the pump to allow fluid to flow through the tubing string 7 and through the perforated pipe 3 into the annulus to the perforation interval 12. Install the packer 14. Turn on the ultrasonic generator 6 with a signal frequency of 10-12 KHz and a power of 3-4 kW. After a perforation interval 12, a solvent of asphaltene-tar-paraffin deposits and then an acid solution are injected into the reservoir 13. Plunger 8 is planted in the upper casing 1 of the pump. Carry out technological exposure for the reaction of acid. With a hoist, the rod string 10 and plunger 8 are raised and lowered. Thus, the formation is drained with an amplitude of 3 to 6 m, depending on the type of pump. The type of pump is selected depending on the properties of the collector. The pump can be composed of two pumps with the same diameters, as well as with different diameters - 32 by 43 mm, 43 by 56 mm, 56 by 68 mm, 68 by 98 mm, etc. A pump with a smaller diameter is located below.
При ходе колонны штанг 10 и плунжера 8 вверх происходит подача жидкости в колонну насосно-компрессорных труб 7, в нижнем корпусе 2 насоса происходит разрежение. Через фильтр 5 и широкопроходной клапан 4 пластовая жидкость всасывается в нижний корпус 2 насоса. При прохождении плунжером 8 перфорированного патрубка 3 и при движении в верхнем корпусе 1 насоса скважинная жидкость всасывается через отверстия перфорированного патрубка 3 в полость под плунжером 8. На продуктивный пласт оказывается депрессионное воздействие. При движении вверх в верхнем корпусе 2 насоса происходит подача жидкости в колонну насосно-компрессорных труб 7.During the course of the string of rods 10 and plunger 8 upward, fluid is supplied to the string of tubing 7, and a vacuum occurs in the lower housing 2 of the pump. Through the filter 5 and the wide valve 4, the formation fluid is sucked into the lower pump housing 2. When the plunger 8 passes the perforated nozzle 3 and when moving in the upper casing 1 of the pump, the well fluid is sucked through the holes of the perforated nozzle 3 into the cavity under the plunger 8. A depressive effect is exerted on the reservoir. When moving upward in the upper casing 2 of the pump, fluid is supplied to the tubing string 7.
При ходе колонне штанг 10 и плунжера 8 вниз в верхнем корпусе 1 насоса происходит выдавливание пластовой жидкости через перфорированный патрубок 3 в продуктивный пласт 13. При движении плунжера 8 вниз в нижнем корпусе 2 насоса происходит наполнение плунжера 8 жидкостью и подача в колонну насосно-компрессорных труб 7.During the course of the string of rods 10 and plunger 8 downward in the upper housing 1 of the pump, the formation fluid is extruded through the perforated nozzle 3 into the reservoir 13. When the plunger 8 moves downward in the lower housing 2 of the pump, the plunger 8 is filled with liquid and the tubing is supplied to the string 7.
В работе насоса не предусмотрено создание ярко выраженной вакуумной полости под плунжером 8. Вследствие этого производится мягкая депрессия на продуктивный пласт 13. Полностью исключаются нежелательные перегрузки давления на обсадную колонну 11, сохраняется целостность заколонного цементного кольца. Широкопроходной клапан конусного типа 4, являющийся всасывающим клапаном нижнего корпуса 2 насоса, пропускает мелкую фракцию шлама из продуктивного пласта 13, которая подается по колонне насосно-компрессорных труб 7 постоянно, не заполняя фильтр 5.The pump does not provide for the creation of a pronounced vacuum cavity under the plunger 8. As a result, a soft depression is produced on the reservoir 13. Undesirable pressure overloads on the casing 11 are completely eliminated, and the integrity of the annular cement ring is preserved. The wide-flow valve of the cone type 4, which is the suction valve of the lower casing 2 of the pump, passes a small fraction of sludge from the reservoir 13, which is fed through the tubing string 7 continuously without filling the filter 5.
За счет пакеровки обсадной колонны 11 выше интервала перфорации 12 исключается влияние вышенаходящегося столба жидкости, что в свою очередь позволяет более динамично извлечь пластовую жидкость.Due to the packing of the casing 11 above the perforation interval 12, the influence of an upstream liquid column is eliminated, which in turn allows more dynamic extraction of formation fluid.
В результате поступательно-возвратного движения реагирующей химически активной жидкости при воздействии ультразвуковым полем расширение каналов коллектора и отмывание асфальтеносмолопарафиновых отложений растворителем происходят более эффективно по сравнении с существующими способами, дебит скважины полностью восстанавливается, иногда даже может превысить первоначальный за счет вовлечения низкопроницаемых пропластков в эксплуатацию. При этом может понижаться уровень обводненности пластовой жидкости.As a result of the translational-reactive movement of the reactive chemically active fluid when exposed to an ultrasonic field, the expansion of the collector channels and the washing of the asphaltene-tar-paraffin deposits with a solvent are more effective in comparison with existing methods, the well production rate is completely restored, sometimes it can even exceed the initial one due to the involvement of low-permeability layers in operation. In this case, the level of water cut in the formation fluid may decrease.
Весь процесс происходит в ограниченном пакером пространстве обсадной колонны 11. Процесс изменения давления в подпакерной зоне и технологический процесс дренажа, а при необходимости и кривая восстановления пластового давления, могут регистрироваться манометром, данные с которого после окончания обработки пласта и извлечения всей компоновки из скважины переводятся в компьютер и анализируются.The whole process takes place in the casing space limited by the packer 11. The process of changing the pressure in the sub-packer zone and the drainage process, and, if necessary, the recovery curve of the reservoir pressure, can be recorded by a manometer, the data from which, after completion of the formation treatment and extraction of the entire assembly from the well, are transferred to computer and are analyzed.
При работе ультразвукового генератора 6 в интервале продуктивного пласта 13 происходит интенсивное воздействие ультразвуковым полем на пористый коллектор и жидкую фазу. Нефтеотдача увеличивается за счет снижения поверхностного натяжения на границах раздела фаз нефти с водой или нефти с породой, повышения скорости фильтрации жидкой фазы относительно пористого коллектора, за счет равномерного продвижения фаз контакта (нефть - рабочий агент) внутри пористого коллектора продуктивного пласта 13. Улучшаются моющие свойства рабочего агента, используемого для растворения асфальтеносмолопарафиновых отложений, снижается перепад давления, необходимого для фильтрации жидкостей внутри пористого коллектора продуктивного пласта 13, увеличивается активность кислоты, применяемой для улучшения коллекторских свойств коллектора.During the operation of the ultrasonic generator 6 in the interval of the reservoir 13, an intensive action of the ultrasonic field on the porous reservoir and the liquid phase occurs. Oil recovery is increased by reducing the surface tension at the oil-water or oil-rock interface, increasing the rate of filtration of the liquid phase relative to the porous reservoir, due to the uniform advancement of the contact phases (oil - working agent) inside the porous reservoir of the reservoir 13. Improving cleaning properties the working agent used to dissolve the asphaltene-tar-paraffin deposits, the pressure drop required to filter the fluids inside the porous reservoir is reduced uktivnogo formation 13, increases the activity of the acid used to improve the collection reservoir properties.
В качестве растворителя асфальтеносмолопарафиновых отложений используют дистиллят, широкую фракцию легких углеводородов, легкую обезвоженную нефть и т.п.As a solvent for asphaltene-tar-paraffin deposits, distillate, a wide fraction of light hydrocarbons, light dehydrated oil, etc. are used.
Пример конкретного выполнения.An example of a specific implementation.
Обрабатывают нефтедобывающую скважину №6738 Алексеевского месторождения со следующими характеристиками: глубина продуктивного пласта в кизеловском горизонте 1526 м, интервал перфорации - 1540 - 1547 м, коллектор - карбонатный, пластовая температура 25,5°С, пластовое давление 13,0 МПа, мощность продуктивного пласта 28 м, пористость 12,4%, нефтенасыщенность 72,6%, вязкость нефти 16 мПа·с, плотность нефти 0,839 т/м3, дебит жидкости - 2,0 м3/сут, дебит нефти - 1,8 м3/сут, обводненность - 10,0%.An oil well No. 6738 of the Alekseevskoye field is processed with the following characteristics: depth of the reservoir in the Kizelovsky horizon 1526 m, perforation interval - 1540 - 1547 m, reservoir - carbonate, reservoir temperature 25.5 ° C, reservoir pressure 13.0 MPa, reservoir thickness 28 m, porosity 12.4%, oil saturation 72.6%, oil viscosity 16 MPa · s, oil density 0.839 t / m 3 , fluid flow rate - 2.0 m 3 / day, oil flow rate - 1.8 m 3 / day, water cut - 10.0%.
В скважину спускают воронку на колонне насосно-компрессорных труб и промывают скважину с допуском до 1556 м с переводом на нефть в объеме 20 м3. Поднимают воронку. Спускают компоновку согласно чертежа в интервал перфорации 12-1540-1547 м на глубину 1545 м. Пакер 14 устанавливают на глубине 1240 м. Спускают плунжер 8 на глубину 1530 м, т.е. на 8 метров выше насоса. Включают ультразвуковой генератор 6, по колонне насосно-компрессорных труб 7 закачивают дистиллят в объеме 3 м3 и затем 12%-ный водный раствор соляной кислоты в объеме 3 м3. Проводят технологическую выдержку на реагирование кислоты в течение 2 часов. Устанавливают плунжер 8 в насос. Подъемником А-50 дренируют пласт в течение 36 часов. Отбирают 43 м3 жидкости. Выключают ультразвуковой генератор 6, проводят технологическую выдержку в течение 5 часов для записи кривой восстановления давления. Срывают пакер 14, поднимают насос и после стандартных операций спускают насос RNAM-20-125 и запускают его в работу. Как показывают исследования, давление в пласте интенсивно восстанавливается, что характеризует хорошую очистку призабойной зоны скважины. Дебит жидкости после обработки скважины составил 7,0 м3/сут, обводненность - 10%.A funnel is lowered into the well on the tubing string and the well is washed with a tolerance of up to 1556 m with a transfer to oil in a volume of 20 m 3 . Raise the funnel. The layout is lowered according to the drawing to the perforation interval 12-1540-1547 m to a depth of 1545 m. The packer 14 is installed at a depth of 1240 m. The plunger 8 is lowered to a depth of 1530 m, i.e. 8 meters above the pump. The ultrasonic generator 6 is turned on, distillate is pumped into a column of tubing 7 in a volume of 3 m 3 and then a 12% aqueous solution of hydrochloric acid in a volume of 3 m 3 . Spend technological exposure to the reaction of the acid for 2 hours. Install plunger 8 in the pump. Lift A-50 drain the reservoir for 36 hours. 43 m 3 of liquid are taken. Turn off the ultrasonic generator 6, spend technological exposure for 5 hours to record the pressure recovery curve. They tear off the packer 14, raise the pump and, after standard operations, lower the RNAM-20-125 pump and start it up. Studies show that the pressure in the reservoir is being intensively restored, which characterizes a good cleaning of the bottomhole zone of the well. The fluid flow rate after treatment of the well was 7.0 m 3 / day, the water cut was 10%.
Результат проделанной обработки призабойной зоны - увеличение дебита по жидкости с 2,0 м3/сут до 7,0 м3/сут - на 350%, увеличение дебита нефти с 1,8 м3/сут до 6,3 м3/сут - на 350%.The result of the treatment of the bottom-hole zone is an increase in fluid flow from 2.0 m 3 / day to 7.0 m 3 / day - by 350%, an increase in oil production from 1.8 m 3 / day to 6.3 m 3 / day - by 350%.
Применение предложенного способа позволяет добиться высокоэффективной очистки призабойной зоны и вовлечения в эксплуатацию слабопроницаемых пропластков, повысить дебит эксплуатационных скважин, приемистость нагнетательных скважин.The application of the proposed method allows to achieve highly effective cleaning of the bottomhole zone and the involvement of poorly permeable layers in operation, to increase the production rate of production wells, and injectivity of injection wells.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004133919/03A RU2261986C1 (en) | 2004-11-22 | 2004-11-22 | Method for complex well bottom zone treatment |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004133919/03A RU2261986C1 (en) | 2004-11-22 | 2004-11-22 | Method for complex well bottom zone treatment |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2261986C1 true RU2261986C1 (en) | 2005-10-10 |
Family
ID=35851271
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2004133919/03A RU2261986C1 (en) | 2004-11-22 | 2004-11-22 | Method for complex well bottom zone treatment |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2261986C1 (en) |
Cited By (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2450119C1 (en) * | 2010-11-10 | 2012-05-10 | Общество с ограниченной ответственностью "СоНовита" (ООО "СоНовита") | Equipment complex for production of high-viscosity oil |
| RU2485289C1 (en) * | 2011-12-26 | 2013-06-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тихоокеанский государственный университет" | Self-cleaning well strainer |
| WO2013154449A1 (en) * | 2012-04-11 | 2013-10-17 | Общество с ограниченной ответственностью "Виатех" | Set of equipment for extracting highly viscous oil |
| US9896917B2 (en) | 2013-08-02 | 2018-02-20 | Olga Nikolaevna Sizonenko | Oil production intensification device and method |
| US10577767B2 (en) | 2018-02-20 | 2020-03-03 | Petram Technologies, Inc. | In-situ piling and anchor shaping using plasma blasting |
| US10767479B2 (en) | 2018-04-03 | 2020-09-08 | Petram Technologies, Inc. | Method and apparatus for removing pavement structures using plasma blasting |
| US10844702B2 (en) | 2018-03-20 | 2020-11-24 | Petram Technologies, Inc. | Precision utility mapping and excavating using plasma blasting |
| USD904305S1 (en) | 2019-02-25 | 2020-12-08 | Petram Technologies, Inc. | Electrode cage for a plasma blasting probe |
| US10866076B2 (en) | 2018-02-20 | 2020-12-15 | Petram Technologies, Inc. | Apparatus for plasma blasting |
| US11203400B1 (en) | 2021-06-17 | 2021-12-21 | General Technologies Corp. | Support system having shaped pile-anchor foundations and a method of forming same |
| US11268796B2 (en) | 2018-02-20 | 2022-03-08 | Petram Technologies, Inc | Apparatus for plasma blasting |
| US11293735B2 (en) | 2018-12-17 | 2022-04-05 | Petram Technologies, Inc | Multi-firing swivel head probe for electro-hydraulic fracturing in down hole fracking applications |
| RU2808077C1 (en) * | 2023-03-13 | 2023-11-23 | Общество С Ограниченной Ответственностью Научно-Производственный Центр "Бизнес Профцентр Технолоджи" | Method for preventing formation of asphalt, resin and paraffin deposits |
-
2004
- 2004-11-22 RU RU2004133919/03A patent/RU2261986C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2450119C1 (en) * | 2010-11-10 | 2012-05-10 | Общество с ограниченной ответственностью "СоНовита" (ООО "СоНовита") | Equipment complex for production of high-viscosity oil |
| RU2485289C1 (en) * | 2011-12-26 | 2013-06-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тихоокеанский государственный университет" | Self-cleaning well strainer |
| WO2013154449A1 (en) * | 2012-04-11 | 2013-10-17 | Общество с ограниченной ответственностью "Виатех" | Set of equipment for extracting highly viscous oil |
| US9896917B2 (en) | 2013-08-02 | 2018-02-20 | Olga Nikolaevna Sizonenko | Oil production intensification device and method |
| US10866076B2 (en) | 2018-02-20 | 2020-12-15 | Petram Technologies, Inc. | Apparatus for plasma blasting |
| US10760239B2 (en) | 2018-02-20 | 2020-09-01 | Petram Technologies, Inc. | In-situ piling and anchor shaping using plasma blasting |
| US10577767B2 (en) | 2018-02-20 | 2020-03-03 | Petram Technologies, Inc. | In-situ piling and anchor shaping using plasma blasting |
| US11268796B2 (en) | 2018-02-20 | 2022-03-08 | Petram Technologies, Inc | Apparatus for plasma blasting |
| US10844702B2 (en) | 2018-03-20 | 2020-11-24 | Petram Technologies, Inc. | Precision utility mapping and excavating using plasma blasting |
| US10767479B2 (en) | 2018-04-03 | 2020-09-08 | Petram Technologies, Inc. | Method and apparatus for removing pavement structures using plasma blasting |
| US11293735B2 (en) | 2018-12-17 | 2022-04-05 | Petram Technologies, Inc | Multi-firing swivel head probe for electro-hydraulic fracturing in down hole fracking applications |
| USD904305S1 (en) | 2019-02-25 | 2020-12-08 | Petram Technologies, Inc. | Electrode cage for a plasma blasting probe |
| US11203400B1 (en) | 2021-06-17 | 2021-12-21 | General Technologies Corp. | Support system having shaped pile-anchor foundations and a method of forming same |
| US11427288B1 (en) | 2021-06-17 | 2022-08-30 | General Technologies Corp. | Support system having shaped pile-anchor foundations and a method of forming same |
| RU2808077C1 (en) * | 2023-03-13 | 2023-11-23 | Общество С Ограниченной Ответственностью Научно-Производственный Центр "Бизнес Профцентр Технолоджи" | Method for preventing formation of asphalt, resin and paraffin deposits |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2261986C1 (en) | Method for complex well bottom zone treatment | |
| RU2512216C1 (en) | Treatment method of bottomhole zone | |
| RU2417306C1 (en) | Procedure for development of oil deposit | |
| RU2314411C1 (en) | Pump-vacuum device for well cleaning of sand plug | |
| RU2314414C1 (en) | Method for multizone oil reservoir development | |
| RU2135760C1 (en) | Process of treatment of oil pool | |
| RU2462586C2 (en) | Method of synergetic reactant-impulse-wave treatment of bottom-hole formation zone and plant for its implementation | |
| RU2296215C1 (en) | Method for well bottom zone treatment | |
| RU2423604C1 (en) | Procedure for development of payable carbonate bed | |
| RU2320860C1 (en) | Oil field development | |
| RU2336412C1 (en) | Method of well bottomhole treatment and oil recovery | |
| RU2295633C1 (en) | Well operation method | |
| RU2511167C1 (en) | Treatment method for bottomhole zone of well equipped with bottom-hole oil pump | |
| RU2566343C1 (en) | Method for pulse-wave treatment of productive formation, and device for its implementation | |
| RU2344279C1 (en) | Method of high-viscosity oil pool development | |
| RU2296248C2 (en) | Method of operation of pump-ejector well pulse plant | |
| RU2183742C2 (en) | Method of formation producing zone treatment | |
| RU2213859C2 (en) | Device for stimulation and cleaning of bottomhole formation zone | |
| RU2243366C2 (en) | Method for acoustic treatment of wells of system for preservation of bed pressure | |
| RU2520989C1 (en) | Bottomhole zone treatment method for horizontal well | |
| RU2512222C1 (en) | Method for bottomhole zone treatment | |
| RU2213210C1 (en) | Method of development of formation with difficult to recover oil reserves | |
| RU2778117C1 (en) | Method for vibro-wave action in order to restore the productivity of wells with hydraulic fracturing | |
| RU2278967C1 (en) | Method for bottomhole zone of terrigenous formation treatment | |
| RU2780980C1 (en) | Method for developing an oil deposit of a mature field |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20071123 |