RU2331764C2 - Method for bottomhole treatment of oil producing wells and device to implement such method - Google Patents
Method for bottomhole treatment of oil producing wells and device to implement such method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2331764C2 RU2331764C2 RU2006126466/03A RU2006126466A RU2331764C2 RU 2331764 C2 RU2331764 C2 RU 2331764C2 RU 2006126466/03 A RU2006126466/03 A RU 2006126466/03A RU 2006126466 A RU2006126466 A RU 2006126466A RU 2331764 C2 RU2331764 C2 RU 2331764C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- generator
- formation
- container
- chemical
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, конкретнее к способам и устройствам для повышения производительности скважин путем обработки призабойной зоны продуктивного пласта с целью удаления из нее различных отложений.The invention relates to the oil industry, and more particularly to methods and devices for increasing well productivity by treating the bottom-hole zone of a productive formation in order to remove various deposits from it.
Известны способы и устройства для различных видов обработки призабойной зоны пластов нефтяных скважин - тепловой обработки, барообработки импульсами и волнами давления, химической обработки призабойной зоны пласта /Технология и техника добычи нефти и газа. Муравьев И.М. и др. М., Недра, 1971/. Каждый из этих методов в отдельности обеспечивает определенный прирост продуктивности скважины.Known methods and devices for various types of treatment of the bottom-hole zone of oil well strata — heat treatment, pressure treatment by pulses and pressure waves, chemical treatment of the bottom-hole zone of the formation / Technology and technique for oil and gas production. Muravyov I.M. and others M., Nedra, 1971 /. Each of these methods individually provides a certain increase in well productivity.
Для повышения эффективности эти обработки выполняют в комплексе. Эффективность обработки при этом выше простого суммирования эффективностей раздельно выполненных методов за счет т.н. синергетического эффекта.To increase efficiency, these treatments are performed in combination. The processing efficiency is higher than a simple summation of the efficiencies of separately executed methods due to the so-called synergistic effect.
Известны способ и устройства для термогазохимического воздействия (ТГХВ) пороховыми зарядами /Прострелочно-взрывная аппаратура. Справочник под ред. Л.Я.Фридляндера. М., Недра, 1990, с.107-116/.The known method and device for thermogasochemical exposure (THC) powder charges / Rifle-explosive equipment. Handbook Ed. L.Ya. Fridlyander. M., Nedra, 1990, p. 107-116 /.
При ТГХВ осуществляется комплексное воздействие:When THC is a complex effect:
- ударное механическое - пороховыми газами, образующимися в большом объеме за доли секунды,- mechanical shock - powder gases generated in large volumes in fractions of a second,
- тепловое - горячими продуктами горения пороховых зарядов,- thermal - hot products of combustion of powder charges,
- химическое - соляной кислотой, образующейся при растворении в воде газообразного хлорводорода.- chemical - with hydrochloric acid, which is formed by dissolving gaseous hydrogen chloride in water.
Комплексное воздействие при ТГХВ обеспечивает высокую эффективность и успешность обработки.The combined effect of THC provides high efficiency and processing success.
Недостатки способа и устройств для ТГХВ - взрывоопасность порохов и высокие затраты на их изготовление, хранение, транспортировку. Скважинные работы с пороховыми зарядами относятся к категории прострелочно-взрывных работ и выполняются специализированной геофизической партией, что повышает стоимость ремонта скважины. Имеется опасность разрушения заколонного цементного кольца и цементной пробки на забое скважины вследствие неконтролируемого ударного механического воздействия и последующего обводнения продукции из водоносных горизонтов. После обработки необходимо выполнять повторный спуск оборудования на трубах для вызова притока из пласта, удаления из призабойной зоны пласта и из скважины продуктов реакции, что увеличивает простой скважины и удораживает ее ремонт.The disadvantages of the method and devices for THHV are the explosiveness of the powders and the high costs of their manufacture, storage, transportation. Downhole operations with powder charges belong to the category of perforating and blasting operations and are carried out by a specialized geophysical party, which increases the cost of well repair. There is a risk of collapse of the annular cement ring and cement plug at the bottom of the well due to uncontrolled mechanical shock and subsequent flooding of products from aquifers. After processing, it is necessary to re-run the equipment on the pipes to cause inflow from the formation, removal of reaction products from the bottom-hole zone of the formation and from the well, which increases the downtime of the well and makes it difficult to repair.
Известен способ обработки призабойной зоны скважины (Патент РФ №2142051, МКИ 7 Е21В 43/25, 27.11.99), заключающийся в спуске на колонне насосно-компрессорных труб перфорированного контейнера со сплошными герметизированными алюминиевыми капсулами, заполненными щелочным или щелочно-земельным элементом, и обеспечении взаимодействия их с соляной кислотой в обрабатываемом интервале. Выделяемое при реакции тепло и продукты реакции повышают эффективность кислотной обработки призабойной зоны пласта. Способ обеспечивает безопасное шадящее воздействие на призабойную зону пласта, без ударных механических волн.A known method of processing the bottom-hole zone of the well (RF Patent No. 2142051, MKI 7 ЕВВ 43/25, 11.27.99), which consists in lowering a perforated container with continuous sealed aluminum capsules filled with an alkaline or alkaline-earth element on a tubing string, and ensuring their interaction with hydrochloric acid in the processed interval. Heat generated during the reaction and reaction products increase the efficiency of acid treatment of the bottomhole formation zone. The method provides a safe sedating effect on the bottomhole formation zone, without shock mechanical waves.
Недостатком способа является необходимость применения кислоты, что ухудшает экологическую обстановку, требует значительных затрат времени на обработку пласта, увеличение стоимости обработки и использование спецтехники. Отсутствует депрессионное и репрессионное воздействие, позволяющее выполнять обработку с проникновением тепла и продуктов реакции в призабойную зону пласта с вызовом притока и удалением продуктов обработки. Для их выполнения необходимы дополнительные работы по освоению скважины. Разрыв во времени между обработкой и освоением приводит к остыванию органических отложений и повторной закупорке призабойной зоны пласта.The disadvantage of this method is the need to use acid, which worsens the environmental situation, requires a significant investment of time for processing the formation, increasing the cost of processing and the use of special equipment. There is no depressive and repression effect, which allows processing with the penetration of heat and reaction products into the bottomhole formation zone, causing inflow and removal of treatment products. For their implementation, additional work is required to develop the well. The time gap between treatment and development leads to cooling of organic deposits and repeated blockage of the bottomhole formation zone.
Известен способ термобародинамического воздействия на нефтяной пласт и устройство для его осуществления /патент РФ №2162144, опубл. 20.01.2001 г./, принятый за прототип.A known method of thermobarodynamic effects on an oil reservoir and a device for its implementation / RF patent No. 2162144, publ. January 20, 2001 /, adopted as a prototype.
Способ включает спуск в скважину оборудования, поджиг заряда термогазоисточника, образование горячих газов и прогрев жидкости в призабойной зоне пласта образующимися горячими газами, закачку теплоносителя в пласт, создание депрессий и репрессий на забое. В состав оборудования включают забойный пульсатор давления, изолируют пласт пакером и клапаном забойного пульсатора давления. Образование горячих газов и прогрев жидкости в призабойной зоне пласта термогазоисточником осуществляют в замкнутом ограниченном объеме забоя скважины. В качестве теплоносителя используют горячую газожидкостную смесь, которую задавливают в пласт под действием давления, создаваемого в замкнутом ограниченном объеме забоя скважины газообразными продуктами сгорания заряда термогазоисточника.The method includes launching equipment into the well, igniting the charge of a gas source, the formation of hot gases and heating of the liquid in the bottomhole formation zone with the generated hot gases, pumping coolant into the formation, creating depressions and repressions at the bottom. The equipment includes a downhole pressure pulsator, isolate the reservoir with a packer and a downhole pressure pulsator valve. The formation of hot gases and heating of the liquid in the bottom-hole zone of the formation with a gas source is carried out in a closed limited volume of the bottom hole. As a heat carrier, a hot gas-liquid mixture is used, which is crushed into the reservoir under the action of pressure created in a closed limited volume of the bottom of the well by the gaseous products of combustion of the charge of a gas source.
В способе производят полоскание призабойной зоны пласта горячей газожидкостной смесью периодическим многократным созданием кратковременных депрессий и репрессий. Также созданием длительной глубокой депрессии извлекают из призабойной зоны пласта продукты воздействия и очистки, отбирают их в имплозионную камеру и грязесборную емкость и поднимают на поверхность.In the method, the bottom-hole zone of the formation is rinsed with a hot gas-liquid mixture by periodically repeatedly creating short-term depressions and repressions. Also, by creating a long-term deep depression, the products of impact and treatment are extracted from the bottom-hole zone of the formation, they are taken into the implosion chamber and the dirt collection tank, and raised to the surface.
Устройство для термобародинамического воздействия на нефтяной пласт содержит имплозионную камеру с атмосферным давлением и термогазоисточник с электроприводом. Устройство снабжено забойным пульсатором давления, грязесборной емкостью, циркуляционным клапаном, электроконтактным устройством, пакером с якорем, фильтром, патрубком с электроконтактным наконечником и изолированным проводом во внутренней полости.A device for thermobarodynamic effects on an oil reservoir contains an implosion chamber with atmospheric pressure and a thermogas source with an electric drive. The device is equipped with a downhole pressure pulsator, a dirt collection tank, a circulation valve, an electrical contact device, a packer with an anchor, a filter, a pipe with an electrical contact tip and an insulated wire in the internal cavity.
Устройство снабжено дополнительным якорем, который установлен над пакером и препятствует перемещению оборудования вверх по обсадной колоне, снабжено регулируемым на определенное давление срабатывания предохранительным клапаном, установленным между забойным пульсатором давления и дополнительным якорем, также снабжено грязесборной емкостью, установленной под термогазоисточником для сбора оседающих продуктов обработки и очистки для последующего подъема на поверхность.The device is equipped with an additional anchor, which is installed above the packer and prevents the equipment from moving up the casing, is equipped with a safety valve adjustable between the downhole pressure pulsator and the additional armature, and is equipped with a dirt collection tank installed under the thermal gas source to collect settling products and cleaning for subsequent rise to the surface.
Основной недостаток прототипа - сложность устройства и технологии работ.The main disadvantage of the prototype is the complexity of the device and the technology of work.
Компоновка содержит, кроме сложных механических узлов, также и электрические-электроконтактное устройство с электроконтактным наконечником и изолированными проводами. Термогазоисточник также содержит устройство для электрозапуска. Эти электроустройства находятся в скважинной жидкости с высокой электропроводностью. В случае отказа одного электрического элемента, утечки тока для устранения неисправности необходимо выполнять полный подъем компоновки на трубах с забоя скважины, что резко удораживает выполняемые работы. Скважинные работы выполняются с привлечением геофизической партии, которая задействована на всех циклах работ, что также удораживает выполняемые работы.The layout contains, in addition to complex mechanical components, also an electric-contact device with an electric contact tip and insulated wires. The gas source also contains a device for electric start. These electrical devices are in high conductivity well fluid. In the event of a failure of one electric element, current leakage, to eliminate the malfunction, it is necessary to perform a complete lift of the layout on the pipes from the bottom of the well, which sharply disturbs the work performed. Downhole operations are carried out with the involvement of the geophysical party, which is involved in all work cycles, which also makes the work in progress amazed.
Чередующиеся гидроудары на пласт, когда давление на забое скважины за несколько секунд изменяется от полного гидростатического давления столба жидкости в скважине до атмосферного и наоборот, опасны для цементного кольца скважины, могут разрушить его и вызвать проникновение воды из ближайшего водоносного пласта. Также опасны высокие давления, которые могут возникнуть при горении термогазоисточника в условиях низкой приемистости пласта и отказе предохранительного клапана. Особенно это актуально при использовании пороховых термогазоисточников, скорость горения и соответственно газовыделения которых возрастает с повышением давления. Наличие пакера приводит к неконтролируемому росту давления, разрушению пакера и якорного устройства, разрушению цемента за колонной и на забое скважины.Alternating hydraulic shocks to the formation, when the pressure at the bottom of the well in a few seconds varies from the total hydrostatic pressure of the liquid column in the well to atmospheric and vice versa, are dangerous for the cement ring of the well, can destroy it and cause water to penetrate from the nearest aquifer. High pressures that can occur during combustion of a gas source in conditions of low injectivity of the formation and failure of the safety valve are also dangerous. This is especially true when using thermogas powder sources, the burning rate and, correspondingly, gas evolution of which increases with increasing pressure. The presence of a packer leads to an uncontrolled increase in pressure, the destruction of the packer and anchor device, the destruction of cement behind the column and at the bottom of the well.
Геологическая эффективность знакопеременных волн давления незначительная, поскольку колебания имеют большой период с зоной воздействия за пределами зоны кольматации скважины. Количество импульсов ограничено износом резиновых уплотнительных элементов устройства (не более 10...15 циклов).The geological efficiency of alternating pressure waves is insignificant, since the fluctuations have a large period with an impact zone outside the zone of well bogging. The number of pulses is limited by the wear of the rubber sealing elements of the device (no more than 10 ... 15 cycles).
Недостатком устройства является необходимость использования пакера, усложняющего технологию работ. Обычно обработке подвергаются скважины с отложениями не только в интервале перфорации, но и по всей колонне обсадных и нагнетательных труб. Для прохождения пакера, резиновые втулки которого имеют диаметр, близкий к внутреннему диаметру обсадной трубы, необходимо удалять эти отложения механическим скребком до забоя скважины. Также необходимо производить очистку внутренней поверхности насосно-компрессорных труб от парафиноотложений путем паропрогрева для пропуска кабельной части электроконтактного устройства.The disadvantage of this device is the need to use a packer that complicates the technology of work. Typically, wells with deposits are treated not only in the perforation interval, but throughout the casing and pressure pipe string. To pass the packer, the rubber bushings of which have a diameter close to the inner diameter of the casing, it is necessary to remove these deposits with a mechanical scraper until the bottom of the well. It is also necessary to clean the inner surface of the tubing from paraffin deposits by steam heating to pass the cable part of the electrical contact device.
В результате сложности устройства и технологии работ, недостаточной эффективности метод нашел ограниченное применение.As a result of the complexity of the device and the technology of work, insufficient efficiency, the method has found limited application.
Целью предлагаемого изобретения является повышение технологичности, геологической и технической безопасности, безотказности скважинных работ, повышение геологической и технико-экономической эффективности обработок скважин.The aim of the invention is to improve manufacturability, geological and technical safety, reliability of downhole operations, increase the geological and technical and economic efficiency of well treatments.
Поставленная цель достигается тем, что в способе обработки призабойной зоны пластов нефтедобывающих скважин, включающем выбор на месторождении скважин с закупоркой призабойной зоны пласта твердыми отложениями, остановку скважины, подъем глубинно-насосного оборудования, доставку на обрабатываемый интервал скважины термогазохимического генератора, запуск генератора и термогазохимическое воздействие с одновременным репрессионным воздействием на призабойную зону пласта, депрессионное воздействие на пласт с вызовом притока из пласта, промывку скважины для удаления продуктов обработки пласта, спуск глубинно-насосного оборудования и запуск его в работу, скважины на месторождении выбирают с текущим дебитом не более 3...5 м куб./сутки, определяют состав отложений в призабойной зоне пластов выбранных скважин, в качестве генератора термогазохимического воздействия используют композицию химреагентов, не вступающих в химическую реакцию между собой, включающую гидрореагирующее вещество, способное к экзотермической реакции с водой, и химреагент, способный к растворению отложений в выбранных скважинах, запуск и работу генератора осуществляют его взаимодействием с забойной водой, генератор размещают в верхней части обрабатываемого интервала, репрессию при термогазохимическом воздействии создают повышением уровня жидкости в скважине доставкой под уровень воздушной камеры, причем одновременно с термогазогенератором, при этом обеспечивают объем воздушной камеры не менее 25% объема скважинной жидкости, время от остановки насоса до доставки под уровень воздушной камеры не более 2 суток, уровень жидкости в скважине после доставки воздушной камеры в пределах 5...15% выше статического уровня, а депрессионное воздействие и вызов притока из пласта осуществляют снижением уровня жидкости в скважине путем разгерметизации воздушной камеры.This goal is achieved by the fact that in the method of processing the bottom-hole zone of oil producing wells, including selecting wells in the field with blocking the bottom-hole of the formation by solid deposits, stopping the well, raising the pumping equipment, delivering a thermogaschemical generator to the treated interval of the well, starting the generator and thermogasochemical effect with simultaneous repressive effect on the bottom-hole zone of the formation, depressive effect on the formation, causing inflow from the formation , flushing a well to remove formation treatment products, launching downhole pumping equipment and putting it into operation, wells in the field are selected with a current production rate of not more than 3 ... 5 m3 / day, the composition of deposits in the bottomhole formation zone of the selected wells is determined, as a generator of thermogasochemical effects, a composition of chemical reagents that do not enter into a chemical reaction between themselves, including a hydroreactive substance capable of exothermic reaction with water, and a chemical reagent capable of dissolving is used live in the selected wells, the generator is launched and operated by interacting with bottomhole water, the generator is placed in the upper part of the treated interval, repression during thermogasochemical treatment is created by increasing the liquid level in the well by delivering it to the level of the air chamber, and simultaneously with the thermogas generator, while providing air volume chambers of at least 25% of the volume of the borehole fluid, the time from stopping the pump to delivery to the level of the air chamber of no more than 2 days, the fluid level in the well after delivery of the air chamber within 5 ... 15% above the static level, and the depressive effect and the call of the inflow from the reservoir is carried out by lowering the liquid level in the well by depressurizing the air chamber.
Также поставленная цель достигается тем, что в устройстве для осуществления способа обработки призабойной зоны пластов нефтедобывающих скважин, включающем термогазохимический генератор в трубчатом контейнере, доставляемый на колонне труб в обрабатываемый интервал скважины, термогазохимический генератор выполнен в виде твердотельных частиц гидрореагирующего вещества, способного к экзотермической реакции с водой, размещенных в цилиндрических капсулах, как минимум в одной, выполненных герметичными, изготовленных из разрушаемого материала и установленных в полости контейнера, капсулы с частицами гидрореагирующего вещества заполнены жидким химреагентом, не вступающим в реакцию с гидрореагирующим веществом, но растворяющим отложения в призабойной зоне пласта, контейнер выполнен с радиальными окнами на боковой поверхности и содержит узел вскрытия капсул, размещенный в нижней части контейнера, выполненный в виде поршня, размещенного под нижней капсулой, и штока, соединенного верхней частью с поршнем, а нижней - через осевой канал в нижней части контейнера с хвостовиком из труб, причем длина штока равна длине контейнера, а длина хвостовика равна расстоянию от обрабатываемого интервала до забоя скважины, колонна труб выполнена герметичной и воздухонаполненной и содержит в нижней части управляемое клапанное устройство, соединенное входами с полостями колонны труб и ствола скважины.The goal is also achieved by the fact that in the device for implementing the method for processing the bottom-hole zone of oil producing wells, including a thermogaschemical generator in a tubular container, delivered on a pipe string to the processed interval of the well, the thermogasochemical generator is made in the form of solid particles of a hydroreacting substance capable of exothermic reaction with water, placed in cylindrical capsules, in at least one, made airtight, made of destructible mat Series and installed in the cavity of the container, capsules with particles of a hydroreactive substance are filled with a liquid chemical that does not react with a hydroreacting substance, but dissolves deposits in the bottomhole formation zone, the container is made with radial windows on the side surface and contains a capsule opening unit located in the lower part a container made in the form of a piston placed under the lower capsule and a rod connected by the upper part to the piston and the lower through the axial channel in the lower part of the container with the shank m of tubes, wherein the stem length is equal to the length of the container, while the shank length is equal to the distance from the treated interval to downhole tubing string is made airtight and comprises air-filled and the bottom of the control valve device connected to inputs of the cavities of the pipe string and the borehole.
В предлагаемом способе выбирают скважины с закупоркой призабойной зоны пласта твердыми отложениями и текущим дебитом не более 3...5 м куб./сутки. Твердые отложения - в основном органические отложения - парафины, смолы, асфальтены и также минеральные солевые отложения. Ввиду специфики физико-химического механизма образования этих отложений - это в основном малодебитные скважины глубиной до 2000 м, с потенциальным дебитом не более 10 м куб./сут жидкости, понижающимся в процессе эксплуатации до 0,5...5,0 м куб./сут из-за закупорки пласта отложениями. Эти скважины характеризуются длительным временем кривой восстановления уровня, позволяющим выполнить операции по предлагаемому способу и получить новый технический результат.In the proposed method, wells with plugging of the bottomhole formation zone with solid deposits and a current flow rate of not more than 3 ... 5 m3 / day are selected. Solid deposits - mainly organic deposits - paraffins, resins, asphaltenes and also mineral salt deposits. In view of the specific physicochemical mechanism of the formation of these deposits, these are mainly low-producing wells with a depth of up to 2000 m, with a potential flow rate of not more than 10 m3 / day of liquid, decreasing during operation to 0.5 ... 5.0 m3. / day due to blockage in the sediment. These wells are characterized by a long time curve recovery level, allowing you to perform operations on the proposed method and get a new technical result.
Необходимость определения состава отложений в призабойной зоне пластов выбранных скважин обоснована их разнообразием. Структура органических отложений разрушается плавлением при нагреве до определенной температуры в диапазоне 60...90°С в зависимости от его состава и разрушается растворением при воздействии определенных химреагентов, индивидуально подбираемых к данному составу отложений. Для неорганических отложений также необходим индивидуальный подбор химреагентов с максимальным растворяющим действием.The need to determine the composition of deposits in the bottomhole formation zone of selected wells is justified by their diversity. The structure of organic deposits is destroyed by melting when heated to a certain temperature in the range of 60 ... 90 ° C, depending on its composition and is destroyed by dissolution when exposed to certain chemicals that are individually selected for this composition of deposits. For inorganic deposits, an individual selection of chemicals with a maximum dissolving effect is also required.
Наиболее эффективным, как показывает практика, является комплексное тепловое и химическое воздействие. Для этого в предлагаемом изобретении в качестве генератора термогазохимического воздействия используют композицию не вступающих в химическую реакцию между собой химреагентов, включающую гидрореагирующее вещество, способное к экзотермической реакции с водой, и химреагент, способный к растворению отложений в выбранных скважинах. Использование гидрореагирующего вещества (ГРВ), способного к экзотермической реакции с водой, позволяет упростить технологию работ, исключить недостатки, характерные для прототипа. Вода как второй компонент, вступающий в реакцию с ГРВ, практически всегда имеется на забое нефтяных скважин. Запуск генератора в работу производится обеспечением контакта и взаимодействием ГРВ с забойной водой, что можно реализовать простым механическим путем без подачи электрического тока на забой скважины, без использования кабеля и геофизической партии.The most effective, as practice shows, is a complex thermal and chemical effect. To this end, in the present invention, as a thermogasochemical generator, a composition of chemicals that do not enter into a chemical reaction between themselves, including a hydroreacting agent capable of exothermic reaction with water, and a chemical agent capable of dissolving deposits in selected wells, is used. The use of hydroreacting substances (GDV), capable of exothermic reaction with water, allows to simplify the technology of work, to eliminate the disadvantages characteristic of the prototype. Water as the second component that reacts with GDV is almost always available at the bottom of oil wells. The generator is put into operation by providing contact and interaction of the GDV with bottomhole water, which can be realized by simple mechanical means without supplying electric current to the bottom of the well, without using a cable and a geophysical lot.
Размещение генератора в верхней части обрабатываемого интервала и осуществление термогазохимического воздействия в режиме репрессии повышением уровня жидкости в скважине путем доставки под уровень воздушной камеры одновременно с термогазогенератором позволяет создать репрессию на пласт и продавить в ближнюю зону пласта нагретые продукты реакции и химреагент. Их продавка осуществляется равномерно по всем принимающим пропласткам сверху вниз поступающей сверху скважинной жидкостью, постоянно нагреваемой работающим термогазохимическим генератором. Продавкой продуктов реакции в пласт обеспечивается разрушение структуры и растворение отложений в призабойной зоне пласта. В прототипе эта задача решается более сложным путем - герметизацией интервала пакером и использованием термогазогенератора с большим объемом газовыделения для продавки давлением газа. Реально в прототипе для этого могут быть использованы, и использовались по имеющимся публикациям, пороховые твердотопливные заряды, которые относятся к особо опасным грузам - взрывматериалам. Их применение, как упоминалось выше, несет высокие затраты на изготовление, хранение, транспортировку и выполнение скважинных работ.Placing the generator in the upper part of the treated interval and performing thermogasochemical treatment in the repression mode by increasing the liquid level in the well by delivering it to the level of the air chamber simultaneously with the thermogas generator allows you to create repression on the formation and push the heated reaction products and chemical agent into the near zone of the formation. Their selling is carried out evenly across all receiving interlayers from top to bottom by the well fluid flowing from above, constantly heated by a working thermogasochemical generator. The sale of reaction products to the formation ensures the destruction of the structure and dissolution of deposits in the bottomhole formation zone. In the prototype, this problem is solved in a more complicated way - by sealing the interval with a packer and using a thermogas generator with a large volume of gas evolution to sell gas pressure. Actually in the prototype for this can be used, and were used according to available publications, solid propellant charges, which are especially dangerous goods - explosive materials. Their use, as mentioned above, carries high costs for the manufacture, storage, transportation and implementation of well operations.
Использование воздушной камеры для создания репрессии на пласт позволяет упростить проблему освоения скважины для удаления продуктов обработки. Для этого в предлагаемом изобретении после термогазохимического воздействия осуществляют вызов притока снижением уровня в скважине путем разгерметизации воздушной камеры. Воздушная камера заполняется скважинной жидкостью, уровень в скважине снижается. Давление столба жидкости становится ниже пластового, на пласт создается депрессия, и происходит приток из пласта в скважину флюидов, в т.ч. и различных отложений, перешедших под действием тепла и химреагентов в состояние текучести. Однако для создания достаточной репрессии и депрессии этим способом необходимо, чтобы объем воздушной камеры был не менее 25% объема скважинной жидкости, время от остановки насоса до доставки под уровень воздушной камеры было не более 2 суток, а уровень жидкости в скважине после доставки воздушной камеры обеспечивался в пределах 5...15% выше статического уровня при вышеупомянутом ограничении текущего дебита скважин не более 3...5 м куб./сут.Using an air chamber to create repression on the reservoir simplifies the problem of well development to remove treatment products. To this end, in the present invention, after thermogasochemical exposure, an inflow is called by lowering the level in the well by depressurizing the air chamber. The air chamber is filled with borehole fluid, the level in the well decreases. The pressure of the liquid column becomes lower than the reservoir pressure, a depression is created on the reservoir, and fluid flows from the reservoir into the well, including and various deposits that have passed under the action of heat and chemicals into a state of fluidity. However, to create sufficient repression and depression in this way, it is necessary that the volume of the air chamber be at least 25% of the volume of the well fluid, the time from stopping the pump to delivery to the level of the air chamber should be no more than 2 days, and the liquid level in the well after the air chamber is delivered within 5 ... 15% above the static level with the aforementioned limitation of the current flow rate of wells no more than 3 ... 5 m3 / day.
После остановки скважины уровень в ней начинает подниматься от динамического при работавшем насосе до статического, определяемого, в первую очередь, пластовым давлением. Процесс этот идет по кривой восстановления уровня (КВУ), зависимость которой можно определить по параметрам скважины в процессе эксплуатации (пластовому давлению Рпл., коэффициенту продуктивности Кпрод и др.). Поскольку обработке подвергаются скважины с пониженным дебитом не более 3...5 м куб./сутки, то из-за плохой гидродинамической связи скважины с пластом восстановление уровня происходит в течение длительного времени до трех-пяти и более суток. Этого времени достаточно для подъема глубинно-насосного оборудования и доставки на обрабатываемый интервал скважины термогазохимического генератора и воздушной камеры. После их спуска по данным измерения уровня в скважине эхолотом или по расчетным данным оценивают уровень жидкости в скважине. При низком уровне обеспечивают уровень в пределах 5...15% выше статического уровня путем долива с устья скважины технологической жидкостью. Поскольку объем воздушной камеры не менее 25% объема скважинной жидкости, то при его разгерметизации уровень в скважине снижается на 10...20% ниже статического, и происходит приток жидкости из пласта с удалением продуктов обработки.After the well stops, the level in it begins to rise from the dynamic when the pump is running to static, determined primarily by reservoir pressure. This process follows the level recovery curve (CLC), the dependence of which can be determined by the parameters of the well during operation (reservoir pressure Rpl., Productivity coefficient Kprod, etc.). Since wells with a reduced flow rate of not more than 3 ... 5 cubic meters per day are subjected to treatment, due to poor hydrodynamic connection between the well and the formation, the level is restored for a long time up to three to five or more days. This time is enough to lift the downhole pumping equipment and deliver the thermogaschemical generator and air chamber to the processed interval of the well. After their descent, the liquid level in the well is estimated using the level measurement data in the well with an echo sounder or calculated data. At a low level, they provide a level within 5 ... 15% above the static level by adding process fluid from the wellhead. Since the volume of the air chamber is not less than 25% of the volume of the well fluid, when it is depressurized, the level in the well decreases by 10 ... 20% below the static, and fluid flows from the formation with the removal of treatment products.
Обзор патентов позволяет судить о наличии ряда твердотельных гидрореагирующих веществ, которые используются для термообработки скважин - на основе магния, щелочных металлов, алюминия, карбида кальция, боргидрида щелочного металла и др. В чистом виде их использование сложно из-за их высокой реакционной способности. В предлагаемом устройстве эти вещества защищены от взаимодействия с окружающей средой и используются в термогазохимическом генераторе в виде твердотельных частиц. Их размещение в герметичных цилиндрических капсулах, заполненных жидким химреагентом, не вступающим в реакцию с гидрореагирующим веществом, позволяет повысить безопасность и безотказность работ. Заполнение капсул химреагентами может производиться в условиях химбазы нефтедобывающего предприятия, где имеются все условия для безопасности работ. Герметичные капсулы исключают контакт с химреагентом при сборке компоновки на скважине. Отсутствуют опасности разрушения капсул внешним давлением и проникновения воды в капсулы, поскольку давления внутри и снаружи капсулы выравниваются за счет их заполнения жидкостью.A review of patents allows us to judge the presence of a number of solid-state hydroreacting substances that are used for heat treatment of wells - based on magnesium, alkali metals, aluminum, calcium carbide, alkali metal borohydride, etc. In their pure form, their use is difficult because of their high reactivity. In the proposed device, these substances are protected from interaction with the environment and are used in the thermogaschemical generator in the form of solid particles. Their placement in sealed cylindrical capsules filled with a liquid chemical that does not react with a hydroreacting substance can improve the safety and reliability of work. Filling the capsules with chemicals can be carried out in the conditions of the chemical base of the oil company, where there are all conditions for the safety of work. Sealed capsules exclude contact with the chemical during assembly of the assembly in the well. There is no risk of capsule disruption by external pressure and water penetration into the capsule, since the pressures inside and outside the capsule are balanced by filling them with liquid.
Капсулы изготовлены из разрушаемого материала и устанавливаются в полости контейнера. Для реагирования композиции химреагентов с водой корпус капсул разрушается механическим воздействием, без нарушения целостности контейнера. Последний при этом может быть использован многократно. Для этого трубчатый контейнер выполнен с радиальными окнами на боковой поверхности и содержит узел вскрытия капсул. Радиальные окна обеспечивают контакт гидрореагирующего вещества после вскрытия капсул с забойной водой, проведение химической реакции с выделением тепла и выход продуктов реакции из контейнера в ствол скважины.Capsules are made of destructible material and are installed in the cavity of the container. To react the composition of chemicals with water, the capsule body is destroyed by mechanical action, without violating the integrity of the container. The latter can be used repeatedly. For this, the tubular container is made with radial windows on the side surface and contains a capsule opening unit. Radial windows provide contact of the hydroreacting substance after opening the capsules with bottomhole water, conducting a chemical reaction with heat and the reaction products exit from the container into the wellbore.
Размещение узла вскрытия капсул в нижней части контейнера обеспечивает тепловыделение в одной точке - в верхней части обрабатываемого интервала, что при наличии репрессионного потока жидкости сверху вниз обеспечивает обработку всех принимающих пластов обрабатываемого интервала.Placing the capsule opening unit in the lower part of the container provides heat at one point - in the upper part of the treated interval, which, in the presence of a repressive fluid flow from top to bottom, ensures the processing of all receiving layers of the processed interval.
Выполнение узла вскрытия капсул в виде поршня, размещенного под нижней капсулой, и штока, соединенного верхней частью с поршнем, а нижней - через осевой канал в нижней части контейнера с хвостовиком из труб, где длина штока равна длине контейнера, а длина хвостовика равна расстоянию от обрабатываемого интервала до забоя скважины, позволяет следующее:The implementation of the capsule opening unit in the form of a piston placed under the lower capsule and a rod connected by the upper part to the piston and the lower through the axial channel in the lower part of the container with the pipe shank, where the rod length is equal to the container length and the shaft length is equal to the distance from the processed interval to the bottom of the well, allows the following:
- выполнить разрушение капсул одновременно с установкой контейнера в обрабатываемом интервале под действием веса колонны труб,- perform the destruction of the capsules simultaneously with the installation of the container in the processed interval under the action of the weight of the pipe string,
- исключить при спуске компоновки случайный запуск термохимического контейнера от зацепа хвостовика на стыке труб обсадной колонны, поскольку диаметр штока и колонны труб меньше диаметра контейнера.- to exclude, during the descent of the assembly, the accidental start of the thermochemical container from the liner hook at the junction of the casing pipe, since the diameter of the rod and pipe string is less than the diameter of the container.
В предлагаемом устройстве в качестве воздушной камеры использована колонна труб, которая выполнена герметичной и воздухонаполненной. Объем колонны насосно-компрессорных труб обеспечивает достаточно высокий подъем уровня в скважине и необходимую репрессию на пласт. Например, наиболее распространенные типоразмеры НКТ 73 мм в обсадной колонне 146 мм с внутренним диаметром 133 мм позволяют поднять уровень в скважине на 33%.In the proposed device as an air chamber, a pipe string is used, which is sealed and air-filled. The volume of the tubing string provides a sufficiently high level rise in the well and the necessary repression to the formation. For example, the most common tubing sizes of 73 mm in a casing of 146 mm with an inner diameter of 133 mm can raise the level in the well by 33%.
Наличие управляемого клапанного устройства, соединенного входами с полостью колонны труб и ствола скважины, позволяет снизить уровень в скважине при разгерметизации воздушной камеры - колонны труб. Для этого клапанное устройство открывается и полость колонны труб соединяется с полостью скважины. Колонна труб заполняется скважинной жидкостью, уровень в скважине снижается. Давление столба жидкости становится ниже пластового, на пласт создается депрессия, и происходит приток флюидов из пласта в скважину с выносом из призабойной зоны пласта продуктов обработки.The presence of a controllable valve device connected by inlets to the cavity of the pipe string and the wellbore reduces the level in the well during depressurization of the air chamber — the pipe string. For this, the valve device opens and the cavity of the pipe string is connected to the cavity of the well. The pipe string is filled with borehole fluid, the level in the well decreases. The pressure of the fluid column becomes lower than the reservoir pressure, a depression is created on the reservoir, and fluid flows from the reservoir into the well with the removal of treatment products from the bottomhole formation zone.
Отсутствие пакера, якорного устройства в предлагаемом изобретении исключает опасность возникновения высоких давлений в обрабатываемом интервале, обеспечивает проходимость устройства на забой в загрязненных скважинах. Обработка призабойной зоны пласта по предлагаемым способу и устройству производится в шадящем режиме. Достигается высокая геологическая и техническая безопасность работ. Это особенно актуально для месторождений на поздней стадии эксплуатации, доля которых в мировой добыче нефти с каждым годом возрастает.The absence of a packer, an anchor device in the present invention eliminates the risk of high pressures in the treated interval, provides the permeability of the device to the bottom in contaminated wells. The treatment of the bottom-hole zone of the formation according to the proposed method and device is performed in a shady mode. A high geological and technical safety of work is achieved. This is especially true for fields at a late stage of operation, whose share in world oil production is increasing every year.
Таким образом, предлагаемые способ и устройство для его осуществления соответствуют критерию "Новизна". Заявителю неизвестны технические решения, содержащие сходные признаки, отличающие заявляемое решение от прототипа, что позволяет сделать вывод о соответствии его критерию "Изобретательский уровень". Применение устройства представлено фиг.1, 2, 3, 4.Thus, the proposed method and device for its implementation meet the criterion of "Novelty." The applicant is not aware of technical solutions containing similar features that distinguish the claimed solution from the prototype, which allows us to conclude that it meets the criterion of "Inventive step". The use of the device is shown in figures 1, 2, 3, 4.
Фиг.1. Общий вид устройства для обработки призабойной зоны пластов после спуска на забой скважины.Figure 1. General view of the device for processing bottom-hole formation zones after descent to the bottom of the well.
Фиг.2. Диаграмма давления Р и температуры Т на забое при обработке скважины.Figure 2. Diagram of pressure P and temperature T at the bottom during well treatment.
Фиг.3. Общий вид устройства для обработки призабойной зоны пластов в процессе термогазохимического и репрессионного воздействия.Figure 3. General view of the device for processing the bottom-hole formation zone in the process of thermogasochemical and repression exposure.
Фиг.4. Общий вид устройства для обработки призабойной зоны пластов в процессе депрессионного воздействия.Figure 4. General view of the device for processing the bottom-hole formation zone in the process of depression.
Рассмотрим пример, подтверждающий возможность осуществления предлагаемого изобретения.Consider an example confirming the feasibility of the invention.
Устройство (фиг.1) содержит термогазохимический генератор 1 в трубчатом контейнере 2, доставляемый на колонне труб 3 в обрабатываемый интервал 4 скважины 5. Термогазохимический генератор выполнен в виде цилиндрических капсул 6, размещенных в контейнере 2. Капсулы заполнены гидрореагирующим веществом, например кусочками металлического натрия. Свободное пространство между кусочками заполнено жидким химреагентом, не вступающим в реакцию с гидрореагирующим веществом, но растворяющим отложения в призабойной зоне пласта, например для натрия это могут быть керосиновые, бензиновые фракции перегонки нефти. Капсулы выполнены герметичными и изготовлены из разрушаемого материала, например полиэтилена. Контейнер имеет на боковой поверхности радиальные окна, обеспечивающие контакт термогазохимического генератора с забойной жидкостью. В нижней части контейнера 2 имеется узел вскрытия капсул 7,выполненный в виде поршня 8, размещенного под нижней капсулой, и штока 9, соединенного верхней частью с поршнем 8, а нижней через осевой канал в нижней части контейнера - с хвостовиком 10 из труб. Длина штока равна длине контейнера, а длина хвостовика равна расстоянию от обрабатываемого интервала до забоя скважины. Это позволяет при разгрузке веса труб на забой скважины произвести разрушение капсул по всей длине контейнера путем раздавливания капсул поршнем с усилием, равным весу колонны труб. Между колонной труб и контейнером имеется клапанное устройство 11, соединенное входами с полостями колонны труб и ствола скважины. Колонна труб выполнена герметичной и воздухонаполненной. При спуске компоновки клапанное устройство находится в закрытом состоянии и разобщает полости труб и ствола скважины.The device (figure 1) contains a
Обработка скважин осуществляется следующим образом.Well treatment is as follows.
Предварительно на месторождении выбирают скважины с закупоркой призабойной зоны пласта твердыми отложениями с текущим дебитом не более 3...5 м куб./сутки. Производят отбор проб отложений с забоя скважины, например, в процессе текущего ремонта скважин. Определяют соотношение асфальтенов, смол, парафинов, минеральных солей, их состав. Составляют композицию химреагентов, не вступающих в химическую реакцию между собой, включающую гидрореагирующее вещество, способное к экзотермической реакции с водой, и химреагент, способный к растворению отложений в выбранных скважинах. Заполняют этой композицией необходимое количество капсул термогазогенератора.Previously, wells are selected at the field with plugging of the bottom-hole zone of the formation with solid deposits with a current flow rate of not more than 3 ... 5 m3 / day. Samples are taken of deposits from the bottom of the well, for example, during the ongoing repair of wells. The ratio of asphaltenes, resins, paraffins, mineral salts, their composition is determined. They compose a composition of chemicals that do not enter into a chemical reaction between themselves, including a hydroreacting agent capable of exothermic reaction with water, and a chemical agent capable of dissolving deposits in selected wells. The required number of thermogas generator capsules is filled with this composition.
Останавливают скважину и поднимают глубинно-насосное оборудование. Сразу после подъема насоса спускается компоновка оборудования.They stop the well and raise the downhole pumping equipment. Immediately after lifting the pump, the equipment layout descends.
Компоновка соответствует предлагаемому устройству по фиг.1 и включает следующее (снизу вверх):The layout corresponds to the proposed device of figure 1 and includes the following (bottom to top):
- хвостовик 10 из НКТ с заглушкой в нижней части, длиной равной расстоянию от забоя до верхнего участка обрабатываемого интервала,-
- термогазогенератор 1, состоящий из узла вскрытия капсул в виде штока 9 с поршнем 8 и контейнера 2, заполненного капсулами 6 с композицией химреагентов,-
- манотермометр 12, установленный в корпусе штока,-
- клапанное устройство 11 в закрытом состоянии,-
- колонна труб 3 до устья скважины.-
Объем воздушной камеры колонны труб должен по предлагаемому способу составлять не менее 25% объема скважинной жидкости. Для этого, например, при обсадной колонне 146 мм должны применяться трубы не менее 73 мм.The volume of the air chamber of the pipe string should, according to the proposed method, be at least 25% of the volume of the well fluid. For this, for example, with a casing of 146 mm, pipes of at least 73 mm should be used.
На фиг.2 изображены диаграммы давления Р и температуры Т, регистрируемые манотермометром 12 во время спуска-подъема компоновки и технологического процесса обработки скважины.Figure 2 shows a diagram of the pressure P and temperature T recorded by the
После спуска компоновки на забой (участок 1-2, фиг.2) уровень в скважине поднимается на высоту определяемую объемом компоновки. Время от остановки насоса до доставки под уровень воздушной камеры колонны труб по предлагаемому способу должно быть не более 2 суток, в противном случае будет отсутствовать возможность создания депрессии на пласт.After lowering the layout to the bottom (section 1-2, figure 2), the level in the well rises to a height determined by the volume of the layout. The time from stopping the pump to delivery to the level of the air chamber of the pipe string according to the proposed method should be no more than 2 days, otherwise there will be no possibility of creating a depression on the formation.
После спуска компоновки на забой необходимо эхолотом выполнить контрольный замер уровня в скважине и при необходимости долить в скважину жидкости в пределах 5...15% выше статического уровня для создания репрессии на пласт.After launching the assembly to the bottom, it is necessary to perform a control measurement of the level in the well with an echo sounder and, if necessary, add fluid to the well within 5 ... 15% above the static level to create repression on the formation.
На фиг.1 показаны уровни жидкости Нд, Нст, Нр, Нт в скважине, на фиг.2 - соответствующие этим уровням давления на забое скважины Рд, Рпл, Рр, Рт. Нд - динамический уровень в скважине после остановки скважины, соответствует Рд. Нт - текущий уровень в скважине в процессе обработки. Нст - статический уровень в скважине, при котором давление столба жидкости на забое равно пластовому давлению Рпл. Нр (Рр) - уровень в скважине (давление репрессии на забое) после спуска компоновки с воздушной камерой колонны труб на забой. Разность уровней Нр-Нст обеспечивает репрессию на пласт, равную Рр-Рпл.Figure 1 shows the fluid levels Nd, Nst, Hp, Nt in the well, figure 2 - corresponding to these pressure levels at the bottom of the wells Rd, Rpl, Rr, Rt. Nd - dynamic level in the well after stopping the well, corresponds to Rd. NT - the current level in the well during processing. Нst is the static level in the well at which the pressure of the liquid column at the bottom is equal to the reservoir pressure Rpl. Нр (Рр) - level in the well (pressure of repression at the bottom) after the descent of the assembly with the air chamber of the pipe string to the bottom. The difference in the levels of Hp-Hst provides repression to the reservoir, equal to Rr-Rpl.
После достижения хвостовиком забоя вес колонны труб разгружают на забой скважины (фиг.3). Тем самым осуществляется запуск и работа термогазохимического генератора. Усилием веса колонны труб капсулы 6 разрушаются, и содержимое капсул вступает во взаимодействие с забойной водой, поступающей в радиальные каналы контейнера. Происходит экзотермическая реакция с выделением тепла, газов и нагревом химреагента и окружающей скважинной жидкости (участок 2-3, фиг.2). Прирост температуры по данной скважине составил Тмакс-Тпл=68-25=43°С, где Тмакс - максимальная температура в стволе скважины (в зоне монтажа термоманометра), Тпл - пластовая температура на забое скважины.After the shank reaches the bottom, the weight of the pipe string is unloaded to the bottom of the well (Fig. 3). Thereby, the start-up and operation of the thermogasochemical generator is carried out. Due to the weight of the pipe string, the
Под давлением репрессии Рр-Рпл нагретые химреагент и скважинная жидкость поступают в призабойную зону пласта, что отмечается по ниспадающей кривой диаграммы температуры на участке 2-3. Поскольку термогазохимический генератор размещен в верхней части обрабатываемого интервала, то нагреваемые смеси перемещаются сверху вниз поступающим сверху потоком жидкости, и смесь поступает во все проницаемые, расположенные ниже, пропластки. Таким образом осуществляется термогазохимическое воздействие с одновременным репрессионным воздействием на призабойную зону пласта. Происходит плавление и растворение органических и неорганических отложений непосредственно в призабойной зоне пласта.Under the pressure of repression RR-Rpl, the heated chemical reagent and well fluid enter the bottom-hole zone of the formation, which is indicated by the falling curve of the temperature diagram in section 2-3. Since the thermogas-chemical generator is located in the upper part of the treated interval, the heated mixtures are moved from top to bottom by the flow of liquid coming from above, and the mixture enters all the permeable layers located below. Thus, a thermogasochemical effect is carried out with a simultaneous repression effect on the bottomhole formation zone. Melting and dissolution of organic and inorganic deposits occurs directly in the bottomhole formation zone.
Для депрессионного воздействия на пласт с вызовом притока из пласта открывают управляемое клапанное устройство, соединенное входами с полостями колонны труб и ствола скважины. Например, если установлен диафрагменный разрушаемый клапан, то его открытие производится сбрасыванием в скважину металлического стержня. Часть жидкости из ствола скважины перетекает в воздушную камеру колонны труб, и уровень в скважине снижается до Нт с давлением на забое Рт (фиг.4). На пласт создается депрессия, равная Рпл-Рт. Пластовая жидкость поступает в скважину и одновременно выносит из призабойной зоны пласта продукты обработки, ранее закупоривавшие пласт. Процесс продолжается до восстановления уровня до Нст и соответственно давления на забое, равного Рпл (участок диаграммы 3-4 фиг.2). После подъема уровня к устью скважины подсоединяется насосный агрегат с технологической жидкостью, и осуществляется прямая или обратная промывка скважины и труб от продуктов обработки (на фиг.2 не показано). Затем компоновка извлекается из скважины, спускается глубинно-насосное оборудование, и скважина запускается в работу.For depressive effects on the reservoir with the inflow from the reservoir, a controlled valve device is opened connected to the entrances to the cavities of the pipe string and the wellbore. For example, if a diaphragm destructible valve is installed, then its opening is performed by dropping a metal rod into the well. Part of the fluid from the wellbore flows into the air chamber of the pipe string, and the level in the well decreases to NT with downhole pressure PT (Fig. 4). A depression equal to Rpl-RT is created on the formation. Formation fluid enters the well and at the same time removes treatment products that previously clogged the formation from the bottomhole zone of the formation. The process continues until the level is restored to Hst and, accordingly, the bottom pressure equal to Rpl (plot 3-4 of figure 2). After raising the level, a pump unit with a process fluid is connected to the wellhead, and a direct or reverse flushing of the well and pipes from the treatment products is carried out (not shown in FIG. 2). Then the layout is removed from the well, the downhole pumping equipment is lowered, and the well is put into operation.
Технико-экономический эффект достигается в сравнении с аналогами за счет:The technical and economic effect is achieved in comparison with analogues due to:
- комплексной обработки скважины - теплом, растворителями, депрессионно-репрессионным воздействием, вызовом притока и промывкой скважины за одну спускоподъемную операцию на трубах,- integrated treatment of the well - with heat, solvents, depressive and repressive action, causing inflow and flushing the well in one round trip operation on pipes,
- низкой стоимости термогазохимического генератора, его безопасности в сравнении с пороховыми термогазогенераторами,- low cost thermogaschemical generator, its safety in comparison with powder thermogas generators,
- простоты технологии работ, не требующей затрат на геофизические услуги,- simplicity of the technology of work that does not require costs for geophysical services,
- отсутствия ударных нагрузок на пласт и скважину, что позволяет выполнять работы в старом, изношенном фонде скважин,- the absence of shock loads on the reservoir and the well, which allows you to perform work in the old, worn out well stock,
- высокой проходимости компоновки устройства в загрязненных скважинах.- high throughput device layout in contaminated wells.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006126466/03A RU2331764C2 (en) | 2006-07-20 | 2006-07-20 | Method for bottomhole treatment of oil producing wells and device to implement such method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006126466/03A RU2331764C2 (en) | 2006-07-20 | 2006-07-20 | Method for bottomhole treatment of oil producing wells and device to implement such method |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2006126466A RU2006126466A (en) | 2008-01-27 |
| RU2331764C2 true RU2331764C2 (en) | 2008-08-20 |
Family
ID=39109626
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2006126466/03A RU2331764C2 (en) | 2006-07-20 | 2006-07-20 | Method for bottomhole treatment of oil producing wells and device to implement such method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2331764C2 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2477782C2 (en) * | 2011-04-20 | 2013-03-20 | Общество с ограниченной ответственностью "СЕРВИСНЕФТЕГАЗ" | Cement dump-bailer |
| RU2495998C2 (en) * | 2011-05-10 | 2013-10-20 | Минталип Мингалеевич Аглиуллин | Method of hydraulic impact treatment of bottom-hole formation zone and well development and ejection device for its implementation (versions) |
| RU2650158C1 (en) * | 2016-12-22 | 2018-04-09 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Device for the development, processing and surveying of wells |
| RU2703093C2 (en) * | 2018-10-18 | 2019-10-15 | Общество с ограниченной ответственностью "Использование комплексных энергетических систем в нефтедобыче" (ООО "ИКЭС-нефть") | Treatment method of borehole zone of low-permeable bed and device for its implementation |
| RU2782666C1 (en) * | 2022-03-15 | 2022-10-31 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for intensifying oil production from a dense and low-permeable reservoir |
-
2006
- 2006-07-20 RU RU2006126466/03A patent/RU2331764C2/en not_active IP Right Cessation
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2477782C2 (en) * | 2011-04-20 | 2013-03-20 | Общество с ограниченной ответственностью "СЕРВИСНЕФТЕГАЗ" | Cement dump-bailer |
| RU2495998C2 (en) * | 2011-05-10 | 2013-10-20 | Минталип Мингалеевич Аглиуллин | Method of hydraulic impact treatment of bottom-hole formation zone and well development and ejection device for its implementation (versions) |
| RU2650158C1 (en) * | 2016-12-22 | 2018-04-09 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Device for the development, processing and surveying of wells |
| RU2703093C2 (en) * | 2018-10-18 | 2019-10-15 | Общество с ограниченной ответственностью "Использование комплексных энергетических систем в нефтедобыче" (ООО "ИКЭС-нефть") | Treatment method of borehole zone of low-permeable bed and device for its implementation |
| RU2782666C1 (en) * | 2022-03-15 | 2022-10-31 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for intensifying oil production from a dense and low-permeable reservoir |
| RU2808345C1 (en) * | 2023-05-11 | 2023-11-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for stimulating oil production process |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2006126466A (en) | 2008-01-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8047285B1 (en) | Method and apparatus to deliver energy in a well system | |
| RU2567877C2 (en) | Method for efficiency improvement in injection and intensification of oil and gas production | |
| US7946342B1 (en) | In situ generation of steam and alkaline surfactant for enhanced oil recovery using an exothermic water reactant (EWR) | |
| US7909115B2 (en) | Method for perforating utilizing a shaped charge in acidizing operations | |
| OA12171A (en) | Method and apparatus for stimulation of multiple formation intervals. | |
| US10358892B2 (en) | Sliding sleeve valve with degradable component responsive to material released with operation of the sliding sleeve | |
| US9938191B2 (en) | Establishing control of oil and gas producing wellbore through application of self-degrading particulates | |
| US6138753A (en) | Technique for treating hydrocarbon wells | |
| WO2023076283A1 (en) | Fracturing hot rock | |
| RU2401381C1 (en) | Method of bench treatment | |
| RU2331764C2 (en) | Method for bottomhole treatment of oil producing wells and device to implement such method | |
| WO2015112045A1 (en) | Method and apparatus for acting on oil-saturated formations and the bottom region of a horizontal well bore | |
| RU2429346C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit with use of in-situ combustion | |
| US9920574B2 (en) | In situ pump for downhole applications | |
| RU2741644C1 (en) | Method of development of hard-to-recover hydrocarbon deposits | |
| RU2361067C1 (en) | Method of well production of liquid mineral susceptible to temperature phase transition | |
| RU2509883C1 (en) | Carbonate formation hydraulic fracturing method | |
| RU2802642C2 (en) | Device for thermobarochemical treatment of wells and methods of its application | |
| RU2744286C1 (en) | Well bottomhole treatment device | |
| RU2355881C2 (en) | System and method for well treatment (versions) | |
| US20230116346A1 (en) | Well Tool Actuation Chamber Isolation | |
| RU2172400C2 (en) | Method of treatment of producing formation in bottom-hole zone and packer for method embodiment | |
| RU2182658C1 (en) | Process of treatment of face zone of well | |
| RU2663529C1 (en) | Method of development of high deposits of high viscosity oil with water-oil intervals | |
| RU2288357C1 (en) | Method for chemical processing of oil and gas wells and device for realization of method |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20080721 |