RU2322575C2 - Method for productive reservoir well bore zone treatment - Google Patents
Method for productive reservoir well bore zone treatment Download PDFInfo
- Publication number
- RU2322575C2 RU2322575C2 RU2006118401/03A RU2006118401A RU2322575C2 RU 2322575 C2 RU2322575 C2 RU 2322575C2 RU 2006118401/03 A RU2006118401/03 A RU 2006118401/03A RU 2006118401 A RU2006118401 A RU 2006118401A RU 2322575 C2 RU2322575 C2 RU 2322575C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- injection
- producing
- reservoir
- zone
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Предлагаемое изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к методам воздействия на прискважинную зону продуктивного пласта, и используется для повышения производительности скважин.The present invention relates to the field of oil production, in particular to methods for influencing the borehole zone of a reservoir, and is used to increase well productivity.
Одним из рациональных и эффективных методов воздействия на прискважинную зону продуктивного пласта с целью установления надежной гидродинамической связи скважины с пластом является разрыв пласта продуктами горения порохового заряда. Под воздействием давления газа, равного или превышающего горное, горные породы необратимо деформируются. Способ разрыва пласта пороховыми газами основан на механическом, тепловом и химическом воздействии газов на горные породы и насыщающие их флюиды (Термогазохимическое воздействие на малодебитные и сложные скважины / Чазов Г.А. и др. - М.: Недра, 1986. - С.107).One of the rational and effective methods of influencing the borehole zone of a productive formation in order to establish a reliable hydrodynamic connection between a well and a formation is to break the formation with products of combustion of a powder charge. Under the influence of gas pressure equal to or greater than the rock, rocks are irreversibly deformed. The method of formation fracturing by powder gases is based on the mechanical, thermal and chemical effects of gases on rocks and fluids saturating them (Thermogasochemical effect on low-production and complex wells / Chazov G.A. et al. - M .: Nedra, 1986. - P. 107 )
Такой способ можно осуществить, например, известными устройствами для термогазогидроразрыва пласта, защищенными патентом РФ №2178072 (М.кл.: Е21В 43/263, Бюл. №1, 2002 г.) и положительным решением ФИПС по заявке РФ на изобретение №2004119183/03 (020696) (М.кл.: Е21В 43/263, Бюл. №1, 2006 г.).This method can be implemented, for example, by known devices for thermohydrohydraulic fracturing, protected by RF patent No. 2178072 (M.cl .: E21B 43/263, Bull. No. 1, 2002) and a positive decision of FIPS according to the RF application for invention No. 2004119183 / 03 (020696) (M.cl .: Е21В 43/263, Bull. No. 1, 2006).
Суть термогазогидроразрыва пласта заключается в сжигании в зоне обработки быстрогорящего заряда, при котором происходит разрыв пласта с образованием трещин в прискважинной зоне. При этом продукты горения заряда, буровой раствор и частицы защитного покрытия заряда устремляются в трещины, за счет чего происходит их закрепление.The essence of thermal gas-hydraulic fracturing is to burn a quick-burning charge in the treatment zone, at which the formation ruptures with the formation of cracks in the near-wellbore zone. In this case, the products of charge combustion, drilling mud and particles of the protective coating of the charge rush into the cracks, due to which they are fixed.
Известные метод и устройство используют в нагнетательной скважине, где происходит интенсивное проникновение нагнетательной жидкости в полученные трещины и дальнейшее проникновение ее в глубь пласта.The known method and device is used in an injection well, where there is an intense penetration of the injection fluid into the resulting fractures and its further penetration into the depth of the formation.
Недостаток известного метода заключается в том, что воздействие на пласт только в нагнетательной скважине не обеспечивает надежной гидродинамической связи между нагнетательной скважиной и добывающей, так как при поступлении нагнетательной жидкости к добывающей скважине может приостановиться дебит, если в добывающей скважине не производить операции по вызову притока из продуктивного пласта.A disadvantage of the known method is that the impact on the formation only in the injection well does not provide reliable hydrodynamic communication between the injection well and the producing well, since the flow may stop when the injection fluid flows to the producing well if no operations are performed in the producing well to call the inflow from productive formation.
Известен другой метод, повышающий эффективность обработки призабойной зоны добывающей скважины, включающий одновременное воздействие на пласт высоких температур и ударной депрессии давления, в результате которых происходит разрушение кольматационной зоны, создание волновых процессов в скважине и призабойной зоне, вынос и удаление веществ, препятствующих притоку пластовых флюидов, при этом происходит очистка призабойной зоны и скважины (патент РФ №2072423, М.кл.: Е21В 43/25, Бюл. №3, 1997 г. и патент РФ №2087693, М.кл.: Е21В 43/25, Бюл. №3, 1998 г.).Another method is known that increases the efficiency of processing the bottom-hole zone of a producing well, including the simultaneous exposure of the formation to high temperatures and shock depression, resulting in the destruction of the mud zone, the creation of wave processes in the well and bottom-hole zone, the removal and removal of substances that impede the flow of formation fluids , while the bottom-hole zone and the well are cleaned (RF patent No. 2072423, Mcl .: Е21В 43/25, Bull. No. 3, 1997 and Russian patent No. 2087693, M.cl .: Е21В 43/25, Bull No. 3, 1998).
Известный (термоимплозионный) метод содержит операции создания депрессии давления и сжигание медленно горящего пиротехнического (или любого другого горючего состава) заряда, выделяющего газы с повышенной температурой в интервале продуктивного пласта в течение времени, соответствующего времени прогрева призабойной зоны до температуры плавления кольматирующих элементов, а после проведения депрессии - удаления из зоны интервала продуктивного пласта части скважинной жидкости с поступившими кольматирующими элементами.The well-known (thermoimplosion) method comprises the steps of creating a pressure depression and burning a slowly burning pyrotechnic (or any other combustible composition) charge emitting gases with an elevated temperature in the interval of the reservoir during the time corresponding to the time of heating the bottom-hole zone to the melting temperature of the clogging elements, and after Depression - removal from the zone of the interval of the reservoir of a part of the wellbore fluid with incoming clogging elements.
Известный метод используют в добывающих скважинах, в которых при воздействии на пласт высоких температур и ударной депрессии происходит интенсивный приток пластовых флюидов из продуктивного пласта.The known method is used in production wells, in which, when exposed to high temperatures and shock depression, an intense influx of formation fluids from the reservoir occurs.
Недостаток известного способа заключается в несогласованности по времени операций воздействия на продуктивный пласт в добывающих и нагнетательных скважинах, что отрицательно сказывается на установлении надежной гидродинамической связи между скважинами.The disadvantage of this method is the inconsistency in the time of operations of the impact on the reservoir in production and injection wells, which negatively affects the establishment of reliable hydrodynamic communication between the wells.
Таким образом, известен отдельный метод обработки прискважинной зоны продуктивного пласта в нагнетательных скважинах (термогазогидроразрыв) и известен отдельный метод обработки добывающей скважины - термоимплозионный.Thus, a separate method for processing the near-wellbore zone of a productive formation in injection wells (thermogas-hydraulic fracturing) is known, and a separate method for processing a producing well is known - thermoimplosion.
Наиболее близким к заявляемому является способ извлечения вязкой нефти из залежи по авторскому свидетельству СССР №1744998 (М.кл.: Е21В 43/24, запрет публикации).Closest to the claimed is a method of extracting viscous oil from a reservoir according to the USSR copyright certificate No. 1744998 (M.cl .: E21B 43/24, publication ban).
Сущность известного способа заключается в следующем. Нефтяную залежь вскрывают сеткой нагнетательных (НС) и добывающих скважин (ДС) с формированием элементов (участков) теплового воздействия, а затем создают единый технологический процесс теплового воздействия на нефтяной пласт, для чего: на первом этапе теплоноситель в определенном количестве закачивают одновременно в центральную НС и ДС, расположенные через одну, а из других ДС ведут отбор продукции, на втором этапе ДС, через которые закачивали теплоноситель, переводят на отбор продукции, а ДС, из которых вели отбор продукции, переводят на закачку теплоносителя в том же количестве, что и на первом этапе; на третьем этапе меняют скважины, как на первом этапе, и снова закачивают теплоноситель. При этом цикл теплового воздействия повторяют 3÷5 раз.The essence of the known method is as follows. The oil reservoir is opened with a grid of injection (PS) and production wells (PS) with the formation of heat exposure elements (sections), and then a single technological process of thermal exposure of the oil reservoir is created, for which: at the first stage, the coolant is pumped in a certain amount simultaneously to the central PS and DS located through one, and from other DS carry out the selection of products, at the second stage DS, through which the coolant was pumped, are transferred to the selection of products, and DS from which the selection of products is transferred to coolant injection in the same amount as in the first stage; in the third stage, the wells are changed, as in the first stage, and the coolant is again pumped. In this case, the cycle of heat exposure is repeated 3 ÷ 5 times.
Таким образом, известен способ одновременного воздействия на нагнетательные и добывающие скважины закачкой теплоносителей, при этом создается единый технологический процесс теплового воздействия на нефтяной пласт, что позволяет достичь повышенного нефтеизвлечения за счет увеличения охвата пласта тепловым воздействием.Thus, there is a known method for simultaneously influencing injection and producing wells by pumping coolants, and a single technological process of thermal action on the oil reservoir is created, which allows to achieve increased oil recovery by increasing the coverage of the formation by thermal action.
Недостаток способа заключается в следующем. Известный метод предусматривает очень длительное воздействие теплоносителя на нефтяной пласт - до 1,7 года (стр.18 описания авторского свидетельства СССР №1744998) с применением большого количества теплоносителя, требует высокого уровня расхода энергии и трудозатрат. Технология предусматривает длительную подготовку операций, составление специального проекта, предусматривающего использование громоздких стационарных установок для прогрева теплоносителя и его закачки в скважины, вплоть до постройки котельных на месторождении. Длительность применения такой технологии может продолжаться до 6 лет (авт. свид-во СССР №1744998).The disadvantage of this method is as follows. The known method provides for a very long exposure to the coolant on the oil reservoir - up to 1.7 years (p. 18 of the description of the USSR copyright certificate No. 1744998) using a large amount of coolant, requires a high level of energy consumption and labor. The technology provides for a long preparation of operations, the preparation of a special project involving the use of bulky stationary installations for heating the coolant and pumping it into wells, up to the construction of boiler houses in the field. The duration of application of such technology can last up to 6 years (ed. Certificate of the USSR No. 1744998).
Задачей предлагаемого изобретения является снижение трудозатрат энергии, времени, затрачиваемых на создание надежной гидродинамической связи по продуктивному пласту между добывающими и нагнетательными скважинами.The objective of the invention is to reduce labor costs of energy, time spent on creating a reliable hydrodynamic connection in the reservoir between the producing and injection wells.
Предлагаемое изобретение позволяет решить эту задачу более современными и эффективными средствами.The present invention allows to solve this problem by more modern and effective means.
Поставленная задача решается тем, что в способе обработки прискважинной зоны продуктивного пласта, включающем выбор сетки нагнетательных и добывающих скважин на разрабатываемом нефтяном месторождении, создание единого технологического процесса воздействия на нефтяной пласт, путем одновременной обработки прискважинной зоны продуктивного пласта в нагнетательных и добывающих скважинах, на первом этапе одновременно во всех добывающих скважинах выбранной сетки производят прогрев прискважинной зоны продуктивного пласта до температуры плавления кольматирующих элементов, например, с помощью термогазогенераторов и производят технологическую выдержку, необходимую для усиления теплового эффекта, и замещение газообразных продуктов горения в стволе скважин жидкостью. На втором этапе производят термогазогидроразрыв прискважинной зоны продуктивного пласта в нагнетательных скважинах, например, с помощью быстрогорящего пиротехнического заряда и одновременно во всех добывающих скважинах в прискважинной зоне продуктивного пласта создают ударную депрессию давления, например, методом имплозии, для чего совмещают по времени начало инициирования срабатывания быстрогорящего пиротехнического заряда в нагнетательных скважинах с началом создания ударной депрессии во всех добывающих скважинах, например, с помощью мобильной связи. На третьем этапе во всех добывающих скважинах одновременно производят удаление из прискважинной зоны продуктивного пласта части скважинной жидкости с кольматирующими элементами, при этом сетку нагнетательных и добывающих скважин формируют из условия, что выбор добывающих скважин осуществляют из наиболее близко расположенных по продуктивному пласту к нагнетательным скважинам.The problem is solved in that in the method of processing the borehole zone of the reservoir, including the selection of the grid of injection and production wells in the oil field being developed, the creation of a single technological process of influencing the oil reservoir by simultaneously processing the borehole zone of the reservoir in injection and production wells, at the first stage at the same time in all producing wells of the selected grid warm up the borehole zone of the reservoir to temperatures Melting bridging elements, e.g., via termogazogeneratorov process and produce an extract necessary to enhance the thermal effect, and replacement of the combustion gases in the barrel fluid wells. At the second stage, thermogas-hydraulic fracturing of the near-wellbore zone of the reservoir in injection wells is performed, for example, using a quick-burning pyrotechnic charge and simultaneously in all producing wells in the near-well zone of the reservoir, an impact pressure depression is created, for example, by implosion, for which the initiation of the initiation of the response of the quick-burning is combined in time pyrotechnic charge in injection wells with the onset of shock depression in all producing wells, for example, with using mobile communications. At the third stage, in all production wells, at the same time, part of the borehole fluid with colming elements is removed from the borehole of the producing formation, while the grid of injection and production wells is formed from the condition that the selection of production wells is carried out from the wells located closest to the injection wells in the production formation.
Способ осуществляют следующим образом.The method is as follows.
Снижение естественной проницаемости призабойной зоны в процессе эксплуатации скважин является одной из причин падения их дебита. На завершающей стадии разработки нефтяных месторождений около 50-70% первоначальных запасов нефти остаются невыработанными (Нефтяное хозяйство. - 1995. - №5. - С.29-32).The decrease in the natural permeability of the bottom-hole zone during the operation of the wells is one of the reasons for the decrease in their production rate. At the final stage of oil field development, about 50-70% of the initial oil reserves remain undeveloped (Oil Industry. - 1995. - No. 5. - P.29-32).
К настоящему времени для повышения дебита в нефтедобывающей отрасли применяются прогрессивные методы обработки прискважинной зоны пласта, такие как термогазохимическое воздействие (ТГХВ), термогазогидроразрыв пласта (ТГРП), основанные на сжигании в интервале пласта высокоэнергетических термогазохимических зарядов и ударно-депрессионное воздействие.To date, to increase the production rate in the oil industry, advanced methods of processing the near-wellbore zone of the formation are used, such as thermogasochemical treatment (THC), thermogas-hydraulic fracturing (TGRP), based on the burning of high-energy thermogasochemical charges in the interval of the formation and shock-depressive effect.
Представленный способ основан на одновременном использовании этих методов. На месторождениях с поздней стадией разработки сетка разбуренных скважин сформирована с учетом искусственного воздействия на залежь, например, путем закачки воды в нагнетательные скважины и отбором жидкостей из добывающих. При таком режиме наблюдается схема распределения давления в пласте от зоны закачки до зоны отбора, представленная на чертеже.The presented method is based on the simultaneous use of these methods. In fields with a late stage of development, the grid of drilled wells is formed taking into account the artificial impact on the reservoir, for example, by pumping water into injection wells and by taking liquids from production wells. In this mode, there is a pattern of pressure distribution in the reservoir from the injection zone to the extraction zone, shown in the drawing.
Как видно на схеме, на границе нефть-вода затрачивается энергия для преодоления капиллярных сил. На кривых 1 и 2 это отражено повышением давления Δp, которое на этой границе увеличивается при возрастании расхода жидкости, поэтому для верхней кривой подъем больше.As can be seen in the diagram, energy is expended at the oil-water interface to overcome capillary forces. On curves 1 and 2, this is reflected by an increase in pressure Δp, which at this boundary increases with increasing fluid flow; therefore, the rise is higher for the upper curve.
При малых перепадах давления на границе нефть-вода в сечении пласта будут участвовать в фильтрации преимущественно только крупные поры. С увеличением градиента давления Δр (кривая 2) возрастает число пор, участвующих в фильтрации жидкости. Это приводит к более полной промывке породы от нефти, то есть повышению коэффициента нефтеотдачи (Овнатанов С.Т., Карапетов К.А. Нефтеотдача при разработке нефтяных месторождений. - Л.: Недра, 1970. - C.116-118).At small pressure drops at the oil-water interface, only large pores will mainly participate in the filtration in the section of the reservoir. With an increase in the pressure gradient Δp (curve 2), the number of pores participating in the fluid filtration increases. This leads to a more complete flushing of the rock from oil, that is, an increase in the oil recovery coefficient (Ovnatanov S.T., Karapetov K.A. Oil recovery in the development of oil fields. - L .: Nedra, 1970. - C.116-118).
Таким образом, для повышения коэффициента нефтеотдачи, необходимо повысить давление нагнетаемой жидкости, что и происходит при газогидроразрыве пласта, при этом увеличивается приемистость нагнетательных скважин в несколько раз. Если при этом одновременно в добывающих скважинах снизить давление в зоне обрабатываемого интервала пласта, например, имплозионной камерой, то градиент давления ΔР на кривой 2 еще больше увеличится, так как со снижением давления в добывающей скважине увеличится отбор жидкости, и фильтрация в пласте возрастет, вместе с ней и возрастает число пор с нефтью, вовлекаемых в фильтрацию, что еще больше повышает коэффициент нефтеотдачи.Thus, in order to increase the oil recovery coefficient, it is necessary to increase the pressure of the injected fluid, which occurs during gas-hydraulic fracturing, and the injectivity of injection wells increases several times. If, at the same time, pressure is reduced in production wells in the area of the treated interval of the formation, for example, by an implosion chamber, then the pressure gradient ΔР on curve 2 will increase even more, as with a decrease in pressure in the production well, fluid withdrawal will increase and filtration in the formation will increase, together with it, the number of pores with oil involved in the filtration increases, which further increases the oil recovery coefficient.
Для реализации способа используют каротажные подъемники, устанавливаемые на всех скважинах выбранной сетки (сетку скважин формируют из условия, что выбор добывающих скважин осуществляют из наиболее близко расположенных по продуктивному пласту к нагнетательным скважинам) и средства доставки в интервал пласта высокоэнергетических и термогазохимических источников. Например, для добывающих скважин используют скважинные приборы, содержащие термогазогенератор и имплозионную камеру (НТВ «Каротажник». - Тверь: Изд. АИС, 1998. - Вып.40. - С.81-83). Для нагнетательных скважин используют скважинные приборы, содержащие высокоэнергетические быстрогорящие заряды.To implement the method, logging hoists are used that are installed on all wells of the selected grid (the grid of wells is formed from the condition that the selection of producing wells is carried out from the wells closest to the injection wells located along the reservoir) and high-energy and thermogasochemical sources delivered to the reservoir interval. For example, for producing wells, downhole tools are used that contain a thermogas generator and an implosion chamber (NTV Karotazhnik. - Tver: Publishing House AIS, 1998. - Issue 40. - P.81-83). For injection wells, borehole devices containing high-energy fast-burning charges are used.
На подготовительном этапе с помощью каротажных подъемников скважинные приборы, предназначенные для термоимплозионной обработки продуктивного пласта во всех добывающих скважинах, устанавливают на нужный интервал, а скважинные приборы, содержащие быстрогорящие заряды для термогазогидроразрыва, устанавливают в нагнетательных скважинах. Затем одновременно во всех добывающих скважинах по команде, поступающей по мобильной связи, производят запуск (поджиг) термогазогенераторов, после функционирования которых в течение единиц минут температура в обрабатываемом интервале достигает 160-180°С, снижаясь до фоновой в течение 4-5 часов. В результате происходит размягчение асфальтосмолистых и парафинистых кольматирующих элементов, снижение их вязкости.At the preparatory stage, with the help of logging hoists, borehole devices intended for thermoimplosion treatment of a productive formation in all producing wells are set to the desired interval, and borehole devices containing quick-burning charges for thermohydrohydraulic fracturing are installed in injection wells. Then at the same time in all producing wells, according to a command received by mobile communication, thermogas generators are started (ignited), after which for several minutes the temperature in the treatment interval reaches 160-180 ° C, decreasing to the background within 4-5 hours. As a result, softening of asphalt-resinous and paraffinous clogging elements occurs, and their viscosity decreases.
После окончания горения, выдерживается технологическая пауза, необходимая для усиления теплового эффекта и замещения газообразных продуктов горения в стволе добывающей скважины жидкостью.After the end of combustion, a technological pause is maintained, which is necessary to enhance the thermal effect and replace the gaseous products of combustion in the wellbore with liquid.
На втором этапе, после выдерживания технологической паузы в добывающих скважинах, производят термогазогидроразрыв в прискважинной зоне продуктивного пласта в нагнетательных скважинах, одновременно с созданием ударной депрессии на пласт во всех добывающих скважинах, для чего по команде, поступающей по мобильной связи, инициируют срабатывание быстрогорящего пиротехнического заряда в нагнетательных скважинах и одновременно открывают имплозионную камеру в скважинных приборах, установленных во всех добывающих скважинах. При этом происходит следующее. Суть имплозии заключается в кратковременном воздействии на пласт резкой депрессии, возникающей при открытии имплозионной камеры и в заборе в нее определенного объема воды. Депрессионная фаза, в процессе которой вместе со скважинной жидкостью внутрь камеры подают размягченные элементы из порового пространства пласта, сменяется репрессионной фазой, обусловленной падением столба жидкости и сжатием его в интервале обработки. Волны сжатия и разрежения с затухающей амплитудой могут наблюдаться в течение 10-100 с после открытия камеры. Таким образом, на призабойную зону пласта действуют знакопеременные затухающие колебания давления, распространяющиеся в глубь пласта, и если одновременно в нагнетательных скважинах произвести термогазогидроразрыв продуктивного пласта, то трещины, образующиеся в результате этого разрыва, и трещины, образующиеся в результате действия знакопеременных давлений в добывающих скважинах, позволяют создать зону, в которой поровая жидкость из зоны высокого давления (нагнетательные скважины) через трещины устремится в зону пониженного давления (при депрессии) в добывающие скважины, тем самым образуется надежная гидродинамическая связь между скважинами, так как разрыва по времени проведения операции в ДС и НС нет, то образуется единый цикл воздействия на пласт, в результате чего образуется надежная гидродинамическая связь между скважинами.At the second stage, after maintaining a technological pause in production wells, thermogas-hydraulic fracturing is performed in the near-wellbore zone of the productive formation in injection wells, simultaneously with the creation of shock depression on the formation in all production wells, for which, by a command from a mobile phone, a quick-burning pyrotechnic charge is triggered in injection wells and at the same time open the implosion chamber in downhole tools installed in all production wells. In doing so, the following occurs. The essence of implosion is the short-term exposure of the formation to a sharp depression that occurs when the implosion chamber is opened and a certain volume of water is drawn into it. The depression phase, during which, along with the borehole fluid, softened elements from the pore space of the formation are fed into the chamber, is replaced by the repression phase, due to the fall of the liquid column and its compression in the processing interval. Compression and rarefaction waves with a damping amplitude can be observed for 10-100 s after opening the chamber. Thus, alternating decaying pressure fluctuations, which propagate deep into the reservoir, act on the bottom-hole zone of the formation, and if thermal and gas-hydraulic fracturing of the productive formation is performed simultaneously in injection wells, then the cracks formed as a result of this rupture and the cracks formed as a result of alternating pressures in production wells , allow you to create a zone in which the pore fluid from the high pressure zone (injection wells) rushes through the cracks into the zone of low pressure I (depression) in the production wells, thereby forming a reliable hydrodynamic connection between the wells, since the gap at the time of operation DS and NS no, then a single cycle of the stimulation, resulting in a reliable hydrodynamic communication between the wells.
В последующем, при осуществлении третьего этапа - отбора части жидкости с кольматирующими элементами из добывающих скважин происходит очистка обрабатываемой зоны продуктивного пласта и в дальнейшем стабильное поступление поровой нефти в ствол добывающей скважины, такой режим может сохраняться до двух лет. При этом наблюдается сверхсуммарный эффект от результатов воздействия на продуктивный пласт от применения одновременно двух методов.Subsequently, during the implementation of the third stage - the selection of a part of the liquid with colming elements from the producing wells, the treated zone of the producing formation is cleaned and the pore oil is subsequently supplied to the wellbore, this mode can last up to two years. At the same time, a super-cumulative effect is observed from the results of exposure to the reservoir from the application of two methods simultaneously.
Несомненным достоинством заявляемого способа является безопасность применения, оперативность воздействия, дешевизна, высокая эффективность. Дебит скважин после обработки увеличивается в несколько раз при уменьшении обводненности на 6-8%. Щадящий характер обработки позволяет применять метод в скважинах старого фонда, где использование других технологий для обработки призабойной зоны пласта невозможно.The undoubted advantage of the proposed method is the safety of the application, the effectiveness of the impact, low cost, high efficiency. The well production rate after treatment increases several times with a decrease in water cut by 6-8%. The gentle nature of the treatment allows you to apply the method in the wells of the old stock, where the use of other technologies for processing the bottom-hole formation zone is impossible.
Несомненным достоинством заявляемого способа является безопасность применения, оперативность воздействия, дешевизна, высокая эффективность. Дебит скважин после обработки увеличивается в несколько раз при уменьшении обводненности на 6-8%. Щадящий характер обработки позволяет применять метод в скважинах старого фонда, где использование других технологий для обработки призабойной зоны пласта невозможно.The undoubted advantage of the proposed method is the safety of the application, the effectiveness of the impact, low cost, high efficiency. The well production rate after treatment increases several times with a decrease in water cut by 6-8%. The gentle nature of the treatment allows you to apply the method in the wells of the old stock, where the use of other technologies for processing the bottom-hole formation zone is impossible.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2006118401/03A RU2322575C2 (en) | 2006-05-26 | 2006-05-26 | Method for productive reservoir well bore zone treatment |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2006118401/03A RU2322575C2 (en) | 2006-05-26 | 2006-05-26 | Method for productive reservoir well bore zone treatment |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2006118401A RU2006118401A (en) | 2007-12-20 |
RU2322575C2 true RU2322575C2 (en) | 2008-04-20 |
Family
ID=38916764
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2006118401/03A RU2322575C2 (en) | 2006-05-26 | 2006-05-26 | Method for productive reservoir well bore zone treatment |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2322575C2 (en) |
-
2006
- 2006-05-26 RU RU2006118401/03A patent/RU2322575C2/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
ДУВАНОВ А.М. и др. Методы интенсификации притоков в нефтяных и газовых скважинах с помощью энергии взрыва и горения взрывчатых веществ. - М.: ВИЭМС, 1990, с.6-25. * |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2006118401A (en) | 2007-12-20 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US11781409B2 (en) | Fracturing system and method therefor | |
CA2851794C (en) | Hydraulic fracturing with proppant pulsing through clustered abrasive perforations | |
CN107313762B (en) | Shale hydraulic fracturing method | |
RU2567877C2 (en) | Method for efficiency improvement in injection and intensification of oil and gas production | |
US10858922B2 (en) | System and method of delivering stimulation treatment by means of gas generation | |
RU2417308C2 (en) | Procedure and system for generation of fissures in geological bed surrounding borehole of well | |
US11692424B2 (en) | Fluid injection treatments in subterranean formations stimulated using propellants | |
RU2401381C1 (en) | Method of bench treatment | |
RU2432460C2 (en) | Procedures for formation fracturing and extraction of hydrocarbon fluid medium from formation | |
CN103787801B (en) | For the priming explosive of reservoir aerodynamic force volume increase | |
WO2018032086A1 (en) | Fracture length increasing method | |
RU2448240C1 (en) | Development method of oil deposits in carbonate reservoirs with water-oil zones | |
RU2494240C1 (en) | Development method of deposits of high-viscosity oil or bitumens | |
RU2496000C1 (en) | Development method of deposits of high-viscosity oil or bitumen | |
RU2322575C2 (en) | Method for productive reservoir well bore zone treatment | |
RU2618542C1 (en) | Method for development of oil deposits by hydraulic fracturing fractures | |
RU2684262C1 (en) | Method for development of high deposits of high viscosity oil with water consistent zones | |
RU2319831C1 (en) | Method for oil production from low-permeable reservoirs | |
RU2509883C1 (en) | Carbonate formation hydraulic fracturing method | |
RU2359113C1 (en) | Treatment method of layer bottomhole | |
RU2485307C1 (en) | Gas-dynamic formation fracturing method | |
CN106437666A (en) | Novel technology for igniting specific explosive for explosive fracturing in oil and gas reservoir | |
RU2355881C2 (en) | System and method for well treatment (versions) | |
RU2261990C2 (en) | Method for applying thermogas-dynamic action to bed and solid fuel charge for above method implementation | |
RU2663521C1 (en) | Method for development of high deposits of high viscosity oil with water consistent zones |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20110527 |