RU2075596C1 - Способ волнового воздействия на залежь и устройство для его осуществления - Google Patents
Способ волнового воздействия на залежь и устройство для его осуществления Download PDFInfo
- Publication number
- RU2075596C1 RU2075596C1 RU9595104938A RU95104938A RU2075596C1 RU 2075596 C1 RU2075596 C1 RU 2075596C1 RU 9595104938 A RU9595104938 A RU 9595104938A RU 95104938 A RU95104938 A RU 95104938A RU 2075596 C1 RU2075596 C1 RU 2075596C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- plunger
- pressure
- cylinder
- wave
- Prior art date
Links
- 230000035939 shock Effects 0.000 title claims abstract description 22
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 16
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims abstract description 29
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 21
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 17
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 9
- 210000004907 gland Anatomy 0.000 claims abstract description 6
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 35
- 239000004575 stone Substances 0.000 claims description 20
- 230000005489 elastic deformation Effects 0.000 claims description 12
- 230000009471 action Effects 0.000 claims description 6
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 6
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims description 6
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 claims description 4
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 3
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims description 3
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims description 3
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 claims description 3
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 claims description 3
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 2
- 229910052702 rhenium Inorganic materials 0.000 claims 1
- WUAPFZMCVAUBPE-UHFFFAOYSA-N rhenium atom Chemical compound [Re] WUAPFZMCVAUBPE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 description 5
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 2
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 101100327917 Caenorhabditis elegans chup-1 gene Proteins 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 210000000569 greater omentum Anatomy 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 1
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/003—Vibrating earth formations
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B28/00—Vibration generating arrangements for boreholes or wells, e.g. for stimulating production
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
- E21B43/121—Lifting well fluids
- E21B43/126—Adaptations of down-hole pump systems powered by drives outside the borehole, e.g. by a rotary or oscillating drive
- E21B43/127—Adaptations of walking-beam pump systems
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Other Liquid Machine Or Engine Such As Wave Power Use (AREA)
Abstract
Использование: изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи залежи в процессе ее разработки любым известным способом. Сущность изобретения: устройство включает станок-качалку, колонну насосно-компрессорных труб, спущенную в эксплуатационную колонну скважины и подвешенную на устьевой арматуре, состоящей из затрубной задвижки, лифтовой задвижки, перепускной задвижки и сальника. На конце насосно-компрессорных труб установлен цилиндр. В цилиндре размещен плунжер с возможностью осевого перемещения и выхода из цилиндра в крайнем верхнем положении станка-качалки. Плунжер связан при помощи штанг и полированного штока со станком-качалкой. Между цилиндром и колонной насосно-компрессорных труб установлен центратор. На устьевой арматуре смонтировано подзарядное устройство, связанное с емкостью. Определяют зону влияния одной скважины волнового фонда и по ней рассчитывают их общее количество. В качестве скважин волнового фонда используют переводимые с нижнего горизонта эксплуатации на верхний, выходящие из бурения и отработанные скважины механизированного фонда. В первых двух устанавливают цементный мост, а последние оставляют неперфорированными, монтируют устройство и заполняют скважину жидкостью. Включают в работу станок-качалку. При ходе плунжера вверх происходит сжатие жидкости в насосно-компрессорных трубах. В крайнем верхнем положении станка-качалки сжатая жидкость из насосно-компрессорных труб сбрасывается в эксплуатационную колонну. В момент сброса жидкости в эксплуатационной колонне образуется ударная волна, которая достигает забоя скважины и наносит по нему удар. Использование изобретения повышает эффективность воздействия скважин волнового фонда за счет увеличения мощности упругих колебаний в залежи, оптимизации их количества, также обеспечивает исключение дополнительных затрат на установку и разбуривание цементного моста в скважинах волнового фонда, снижение затрат на изготовление и обслуживание устройства для волнового воздействия на залежь. 2 и 9 з.п. ф-лы, 5 ил.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи залежи в процессе ее разработки любым известным способом.
Известны способ волнового воздействия на залежь и устройство для его осуществления. Причем устройство состоит из виброисточника центробежного типа, выполненного в виде двух дебалансов, вращающихся в противофазе, и излучающего штампа, установленного на дневной поверхности. Способ волнового воздействия включает в себя генерирование гармонических волн на дневной поверхности путем колебания от силового привода с заданной частотой виброисточника, массоэнергетические параметры которого согласованы с физико-механическими свойствами грунта (патент России N 2001254 от 15.10.93 г. E 21 B 43/25).
Основной недостаток рассмотренного технического решения состоит в том, что оно имеет низкий КПД из-за больших потерь энергии в процессе прохождения волны от дневной поверхности до залежи, достигающих на практике 98% и более.
Наиболее близким техническим решением являются способ и устройство, описанные в патенте России N 1710709 от 07.02.92 г. E 21 B 43/25 и авторским свидетельстве СССР N 1719623, E 21 B 43/25, 1992 соответственно. Причем устройство включает в себя груз нанесения ударов по забою скважины, выполненный в виде заполненных жидкостью труб. В нижней части труб установлен сливной клапан и имеется болванка. В верхней части установлена ловильная головка. На устье скважины смонтирована лебедка или станок-качалка. Груз связан с лебедкой или станком-качалкой тросом. Реализация способа состоит в том, что в процессе работы устройства по забою скважины наносят периодические удары с силой, не превышающей ее предельного значения для упругой деформации цементного камня в заколонном пространстве.
Преимущество наиболее близкого технического решения по сравнению с рассмотренным выше состоит в том, что для его реализации нет необходимости терять основную часть энергии в процессе ее передачи с дневной поверхности до залежи.
Основной недостаток наиболее близкого технического решения состоит в том, что его эффективность не может быть высокой из-за малой мощности упругих колебаний в залежи. Малая мощность упругих колебаний в залежи объясняется тем, что падающий груз воздействует только на данную часть скважины, поверхность которой разрушается при действии на нее грузом желаемого веса.
Целью настоящего изобретения является повышение эффективности воздействия скважин волнового фонда за счет увеличения мощности упругих колебаний в залежи и оптимизации их количества. А также исключение дополнительных затрат на установку и разбуривание цементного моста в скважинах волнового фонда и снижение затрат на изготовление и обслуживание устройства для волнового воздействия на залежь.
Поставленная цель достигается за счет того, что в способе волнового воздействия на залежь, включающем создание упругих колебаний в продуктивном пласте путем нанесения периодических ударов по забою скважин волнового фонда с силой, не превышающей ее предельного значения для упругой деформации цементного камня в заколонном пространстве, удары по забою скважин наносят ударной волной с перепадом давления на фронте, соответствующем значению предельной силы, а зону перфорации в скважинах волнового фонда перекрывают цементным мостом.
Кроме того, количество скважин волнового фонда определяют путем давления площади всей залежи на зону влияния одной скважины, причем для воздействия используют переводимые с нижнего горизонта на верхний, выходящие из бурения и отработанные скважины механизированного фонда, оборудованные или предназначенные под оборудование станками-качалками. Кроме того, в случае использования для воздействия скважин, переводимых с нижнего горизонта на верхний, цементный мост устанавливают на уровне или ниже подошвы продуктивного пласта верхнего горизонта, а в случае использования выходящих из бурения скважин их оставляют неперфорированными.
Кроме того, ударную волну образуют путем сжатия и сброса жидкости в скважинах волнового фонда.
Кроме того, устройство для волнового воздействия на залежь, включающее подъемный механизм в виде станка-качалки, предназначенный для установки на устье скважины, и колонну насосно-компрессорных труб, предназначенную для подвески в эксплуатационной колонне скважины на устьевой арматуре с сальником, снабжено цилиндром с посадочным седлом, установленным на конце насосно-компрессорных труб, плунжером, установленным в цилиндре с возможностью осевого перемещения и выхода из цилиндра в крайнем верхнем положении станка-качалки, штангами с полированным штоком, один конец которых через полированный шток связан со станком-качалкой, а другой конец связан с плунжером, центратором, установленным между колонной насосно-компрессорных труб и цилиндром, подзарядным узлом, предназначенным для установки на устьевой арматуре, и емкостью, предназначенной для установки над дневной поверхностью, например, на станке-качалке.
Кроме того, плунжер выполнен в виде полого цилиндра, в нижней части которого соосно с цилиндром установлена втулка и две гайки с размещенными между ними седлом и запорным шариком.
Кроме того, центратор выполнен в виде втулок с коническим заходом и проточными канавками, неподвижно закрепленными в насосно-компрессорной трубе.
Кроме того, подзарядный узел выполнен в виде корпуса, в котором установлены манометр с краником, напорная трубка с краником, дренажная трубка и гайка, причем полость напорной трубки предназначена для сообщения с полостью устьевой арматуры, а полость дренажной трубки сообщена с полостью емкости, при этом внутри корпуса на гайке установлено седло с запорным шариком, предназначенным для разделения полостей напорной и дренажной трубок.
Кроме того, длину рабочей штанги перед полированным штоком определяют из выражения:
l=l1+lп-lш-lц-x
где l длина рабочей штанги перед полированным штоком, м;
l1 длина монтажной штанги перед полированным штоком, м;
lп расстояние от торца монтажной штанги перед полированным штоком до точки его подвески к станку-качалке при посадке плунжера на посадочное седло цилиндра и положении станка-качалки в крайней верхней точке, м;
lш длина полированного штока, м;
lц расстояние от посадочного седла до противоположного торца цилиндра, м;
x величина растяжения штанг при ходе плунжера вверх, м.
l=l1+lп-lш-lц-x
где l длина рабочей штанги перед полированным штоком, м;
l1 длина монтажной штанги перед полированным штоком, м;
lп расстояние от торца монтажной штанги перед полированным штоком до точки его подвески к станку-качалке при посадке плунжера на посадочное седло цилиндра и положении станка-качалки в крайней верхней точке, м;
lш длина полированного штока, м;
lц расстояние от посадочного седла до противоположного торца цилиндра, м;
x величина растяжения штанг при ходе плунжера вверх, м.
Кроме того, длину насосно-компрессорных труб определяют из выражения:
где lт длина насосно-компрессорных труб, м;
dпл наружный диаметр плунжера, м;
lпл длина хода плунжера, м;
α коэффициент подачи жидкости, б/р;
a отношение давления на фронте волны в момент удара о забой к давлению на цементный камень в заколонном пространстве, б/р;
b отношение давления сброса в насосно-компрессорных трубах к давлению на фронте ударной волны в момент удара о забой, б/р;
b коэффициент сжимаемости в насосно-компрессорных трубах, м2/H;
nц предлагаемое напряжение упругой деформации цементного камня в заколонном пространстве, H/м2;
dлв внутренний диаметр насосно-компрессорных труб, м;
dшн наружный диаметр штанг, м.
где lт длина насосно-компрессорных труб, м;
dпл наружный диаметр плунжера, м;
lпл длина хода плунжера, м;
α коэффициент подачи жидкости, б/р;
a отношение давления на фронте волны в момент удара о забой к давлению на цементный камень в заколонном пространстве, б/р;
b отношение давления сброса в насосно-компрессорных трубах к давлению на фронте ударной волны в момент удара о забой, б/р;
b коэффициент сжимаемости в насосно-компрессорных трубах, м2/H;
nц предлагаемое напряжение упругой деформации цементного камня в заколонном пространстве, H/м2;
dлв внутренний диаметр насосно-компрессорных труб, м;
dшн наружный диаметр штанг, м.
Кроме того, наружный диаметр штанг определяют из выражения:
где dшн наружный диаметр штанг, м;
Fт сила трения при движении полированного штока в сальнике устьевой арматуры, кг;
lт длина насосно-компрессорных труб, м;
γш плотность металла, из которого выполнены штанги, кг/м3;
γж плотность жидкости в насосно-компрессорных трубах, кг/м3;
Pу стационарное давление на устье скважины при остановленном станке-качалке, кг/м2;
dпн диаметр полированного штока, м.
где dшн наружный диаметр штанг, м;
Fт сила трения при движении полированного штока в сальнике устьевой арматуры, кг;
lт длина насосно-компрессорных труб, м;
γш плотность металла, из которого выполнены штанги, кг/м3;
γж плотность жидкости в насосно-компрессорных трубах, кг/м3;
Pу стационарное давление на устье скважины при остановленном станке-качалке, кг/м2;
dпн диаметр полированного штока, м.
Кроме того, частоту качаний станка-качалки определяют из выражения:
где f частота качаний станка-качалки, 1/с;4 C скорость распространения ударной волны в скважинной жидкости, м/с;
L длина эксплуатационной колонны скважин, м.
где f частота качаний станка-качалки, 1/с;4 C скорость распространения ударной волны в скважинной жидкости, м/с;
L длина эксплуатационной колонны скважин, м.
На фиг.1 показан общий вид устройства, установленного в скважине.
На фиг.2 показан продольный разрез по нижней части плунжера, верхней части цилиндра и центратору.
На фиг.3 показан продольный разрез подзарядного устройства.
На фиг.4 показан поперечный разрез втулки центратора.
На фиг.5 показан теоретический график изменения давления на устье скважины в процессе работы устройства.
Устройство включает подъемный механизм в виде станка-качалки 1, колонну насосно-компрессорных труб 2, спущенную в эксплуатационную колонну скважины 3 и подвешенную на устьевой арматуре, состоящей из затрубной задвижки 4, лифтовой задвижки 5, перепускной задвижки 6 и сальника 7. На конце насосно-компрессорных труб 2 установлен цилиндр 8 с посадочным седлом 9. В цилиндре 8 размещен плунжер 10 с возможностью осевого перемещения и выхода из цилиндра 8 в крайнем верхнем положении станка-качалки 1. Плунжер 10 связан при помощи штанг 11 и полированного штока 12 со стаканом-качалкой 1. Между цилиндром 8 и колонной насосно-компрессорных труб 2 установлен центратор 13. На устьевой арматуре смонтировано подзарядное устройство 14, связанное с емкостью 15. Плунжер 10 (фиг.2) выполнен в виде проточного цилиндра 16, в нижней части которого соосно с цилиндром 16 установлена втулка 17 и две гайки 18 и 19. Между гайками 18 и 19 размещены седло 20 с запорным шариком 21. Центратор 13 выполнен в виде втулок с коническим заходом 22 и проточными канавками (фиг. 4) 23, неподвижно закрепленными в насосно-компрессорной трубе 2. Подзарядный узел 14 (фиг.3) выполнен в виде корпуса 24, в котором установлены манометр 25 с краником 26, напорная трубка 27 с краником 28 и дренажная трубка 29. Полость напорной трубки 27 предназначена для сообщения с полостью устьевой арматуры 30, а полость дренажной трубки 29 сообщена с полостью емкости 15. Внутри корпуса 24 на гайке 31 установлено седло 32 с запорным шариком 33, предназначенным для разделения полостей напорной 27 и дренажной 29 трубок.
Реализация способа и работа устройства осуществляются следующим образом. Первоначально определяют зону влияния одной скважины волнового фонда. Для чего ее включают в работу и прослеживают за работой соседних с ней скважин. За границу зоны влияния одной скважины волнового фонда принимают замкнутую линию, проходящую по забою наиболее удаленных от нее прореагировавших скважин. В первом приближении зона влияния одной скважины волнового фонда может быть найдена как площадь круга с центром, совпадающим с местоположением такой скважины и радиусом, численно равным 2500 3000 м.
Далее определяют количество скважин волнового фонда путем деления площади всей залежи на зону влияния одной скважины. Разбивают всю залежь на равные зоны, количество которых соответствует найденному количеству скважин волнового фонда. Внутри каждой зоны намечают одну скважину волнового фонда, в качестве которой используют переводимую с нижнего горизонта на верхний, выходящую из бурения и отработанную скважину механизированного фонда, оборудованную или предназначенную под оборудование станком-качалкой. Причем в случае использования для воздействия скважин, переводимых с нижнего горизонта на верхний, в них устанавливают цементный мост на уровне или ниже подошвы продуктивного пласта верхнего горизонта. В случае использования отработанных скважин механизированного фонда цементный мост устанавливают выше зоны перфорации. Наконец, в случае использования выходящих из бурения скважин их оставляют неперфорированными. В каждую выбранную скважину волнового фонда опускают устройство и заполняют ее жидкостью 34 (фиг.1). Для выполнения такой операции агрегат 35 рукавом 36 соединяют с фланцем затрубной задвижки 4, а буферную емкость 37 рукавом 38 соединяют с фланцами лифтовой задвижки 5 и перепускной задвижки 6.
Открывают задвижки 4, 5 и 6 и при помощи агрегата 35 закачивают в скважину жидкость 34 до наступления момента ее устойчивой циркуляции. В процессе устойчивой циркуляции жидкости 34 заполняют емкость 15. Для чего поворачивают корпус 24 подзарядного устройства 14 на 180o относительно оси "а". При этом (рис.3) запорный шарик 33 выпадает из седла 32 и жидкость 34 из полости устьевой арматуры 30 по напорной трубке 27 и дренажной трубке 29 поступает в емкость 15. После заполнения емкости 15 корпус 24 подзарядного устройства 14 возвращают в исходное положение. Закрывают задвижки 4, 5 и 6 и краник 28. Отсоединяют сальник 7 от устьевой арматуры. Заливают жидкость 39, плотность которой ниже плотности жидкости 40, а вязкость выше вязкости жидкости 40, в устьевую арматуру. Устанавливают сальник 7 на прежнее место. Открывают задвижку 4 и увеличивают агрегатом 35 давление в скважине до полного растворения воздуха в жидкости на 1 2 МПа. Закрывают задвижку 4 и открывают краник 28. Отсоединяют от устьевой арматуры агрегат 35, рукав 36, буферную емкость 37 и рукав 38. Включают станок-качалку 1 в работу. При ходе плунжера 10 вниз жидкость 34 приподнимает запорный шарик 21 и перетекает из полости под плунжером 10 в полость над плунжером 10. При ходе плунжера 10 вверх запорный шарик 21 отсекает жидкость 40 от жидкости 34 и 41. В результате происходит сжатие жидкости 40 и расширение жидкости 34 и 41. Степень сжатия жидкости 40 регистрируется манометром 25. Степень расширения жидкостей 34 и 41 регистрируется манометром 42. Запорный шарик 33 препятствует перетоку жидкости из полости устьевой арматуры 30 в емкость 15. При подходе станка-качалки 1 к крайней верхней точке плунжер 10 выходит из цилиндра 8. В момент выхода плунжера 10 из цилиндра 8 происходит сброс жидкости 40 в жидкость 41. В жидкости 41 образуется ударная волна, которая движется по эксплуатационной колонне 3 и наносит удар по забою скважины 43. В момент нанесения удара по забою скважины 43 происходит отражение ударной волны и смена направления ее движения на противоположное. Отраженная ударная волна, достигнув устья скважины, снова меняется направление своего движения и наносит повторный удар по забою скважины 43. Таким образом, в скважинной жидкости возникает волновой процесс с частотой колебаний давления f, численно равной величине:
где C скорость движения фронта ударной волны, м/с; L длина эксплуатационной колонны скважины.
где C скорость движения фронта ударной волны, м/с; L длина эксплуатационной колонны скважины.
Для увеличение частоты нанесения ударов f по забою скважины 43 в эксплуатационную колонну 3 устанавливают отражатель (не показан), который сокращает длину пробега L и тем самым решает поставленную задачу. За один оборот станка-качалки 1 при частоте 5 оборотов в минуту и глубине скважины порядка 2000 м устьевое давление, регистрируемое манометром 25, претерпевает следующие изменения. При ходе плунжера 10 вверх оно постепенно возрастает от стационарного давления Pу до давления сброса жидкости Pс. При подходе к верхней крайней точке станка-качалки 1 происходит сброс давления ниже нулевой отметки. Поскольку при этом возникает некоторый перепад давления между гидростатическим давлением жидкости в емкости 15 и скважинным давлением, то происходит переток жидкости из емкости 15 по дренажной трубке 29 и напорной трубке 27 в полость устьевой арматуры 30. При ходе плунжера 10 вниз манометр 25 регистрирует две отраженные волны. Первая отраженная волна возвращается на устье скважины с некоторым давлением P1, которое меньше давления Pс. Вторая отраженная волна возвращается на устье скважины с некоторым давлением P2, которое меньше давления P1. К моменту подхода станка-качалки 1 к крайней нижней точке давление на устье скважины становится равным стационарному давлению Pу. Далее описанный цикл изменения давления повторяется. При этом доза жидкости, перетекающей из емкости 15 в полость устьевой арматуры 30 в каждом цикле, зависит от положения краника 28 и высоты подъема емкости 15 над дневной поверхности. При больших протечках в сальнике 7 и большом поглощении жидкости скважиной краник 28 открывают больше, а емкость 15 поднимают над дневной поверхностью выше. При малых протечках в сальнике 7 и малом поглощении жидкости скважиной краник 28 открывают меньше и емкость 15 поднимают над дневной поверхностью меньше. Требуемую степень открытия краника 28 и подъема емкости 15 над дневной поверхностью находят опытным путем или расчетом исходя из условия работы установки при минимальном стационарном давлении на устье Pу и максимальном давлении сброса Pс. После подбора оптимального режима работы устройства перекрывают краник 26 и отключают манометр 25, который не выдерживает длительной работы в описанном выше режиме изменения давления.
В процессе эксплуатации установки по мере необходимости осуществляют долив жидкости в емкость 15 и обслуживание сальника 7. При этом выход плунжера 10 из цилиндра 8 обеспечивается тем, что длину рабочей штанги перед полированным штоком 12 определяют из выражения:
l=l1+lп-lш-lц-x
где l длина рабочей штанги перед полированным штоком, м;
l1 длина монтажной штанги перед полированным штоком, м;
lп расстояние от торца монтажной штанги перед полированным штоком 12 до точки его подвески к станку-качалке 1 при посадке плунжера 10 на посадочное седло 9 цилиндра 8 и положение станка-качалки 1 в крайней верхней точке, м;
lш длина полированного штока 12, м;
lц расстояние от посадочного седла 9 до противоположного торца цилиндра 8, м;
x величина растяжения штанг 11 при ходе плунжера 10 вверх, м.
l=l1+lп-lш-lц-x
где l длина рабочей штанги перед полированным штоком, м;
l1 длина монтажной штанги перед полированным штоком, м;
lп расстояние от торца монтажной штанги перед полированным штоком 12 до точки его подвески к станку-качалке 1 при посадке плунжера 10 на посадочное седло 9 цилиндра 8 и положение станка-качалки 1 в крайней верхней точке, м;
lш длина полированного штока 12, м;
lц расстояние от посадочного седла 9 до противоположного торца цилиндра 8, м;
x величина растяжения штанг 11 при ходе плунжера 10 вверх, м.
Нанесение ударов по забою скважины 43 с силой, не превышающей ее предельного значения для упругой деформации цементного камня в заколонном пространстве 44, достигается тем, что длину насосно-компрессорных труб 2 определяют из выражения:
где lт длина насосно-компрессорных труб 2, м;
dпл наружный диаметр плунжера 10, м;
lпл длина хода плунжера 10, м;
α коэффициент подачи жидкости, б/р;
a отношение давления на фронте волны в момент удара о забой скважины 43 к давлению на цементный камень в заколонном пространстве 44, б/р;
b отношение давления сброса Pс в насосно-компрессорных трубах 2 к давлению на фронте волны в момент удара о забой скважины 43, б/р;
b коэффициент сжимаемости жидкости 40 в насосно-компрессорных трубах 2, м2H;
nц предел упругой деформации цементного камня в заколонном пространстве 44, H/м2;
dлв внутренний диаметр насосно-компрессорных труб 2, м;
dшн наружный диаметр штанг 11, м.
где lт длина насосно-компрессорных труб 2, м;
dпл наружный диаметр плунжера 10, м;
lпл длина хода плунжера 10, м;
α коэффициент подачи жидкости, б/р;
a отношение давления на фронте волны в момент удара о забой скважины 43 к давлению на цементный камень в заколонном пространстве 44, б/р;
b отношение давления сброса Pс в насосно-компрессорных трубах 2 к давлению на фронте волны в момент удара о забой скважины 43, б/р;
b коэффициент сжимаемости жидкости 40 в насосно-компрессорных трубах 2, м2H;
nц предел упругой деформации цементного камня в заколонном пространстве 44, H/м2;
dлв внутренний диаметр насосно-компрессорных труб 2, м;
dшн наружный диаметр штанг 11, м.
Ход плунжера 10 вниз в процессе хода станка-качалки 1 вниз при стационарном давлении на устье скважины Pу под действием веса штанг 11 достигается тем, что наружный диаметр штанг 11 определяют из выражения:
где dшн наружный диаметр штанг 11, м;
Fт сила трения при движении полированного штока 12 в сальнике 7 устьевой арматуры, кг;
lт длина насосно-компрессорных труб 2, м;
γш плотность металла, из которого выполнены штанги 11, кг/м3;
γж плотность жидкости 40 в насосно-компрессорных трубах 2, кг/м3;
Pу стационарное давление на устье скважины при остановленном станке-качалке 1, кг/м2.
где dшн наружный диаметр штанг 11, м;
Fт сила трения при движении полированного штока 12 в сальнике 7 устьевой арматуры, кг;
lт длина насосно-компрессорных труб 2, м;
γш плотность металла, из которого выполнены штанги 11, кг/м3;
γж плотность жидкости 40 в насосно-компрессорных трубах 2, кг/м3;
Pу стационарное давление на устье скважины при остановленном станке-качалке 1, кг/м2.
Оптимальный режим работы устройства достигается тем, что частоту качаний станка-качалки определяют как и частоту колебаний скважинной жидкости из выражения:
где f частота колебаний станка-качалки 1 и давления в скважинной жидкости, 1/с;
C скорость распространения ударной волны в скважинной жидкости, м/с;
L длина эксплуатационной колонны скважины 3, м.
где f частота колебаний станка-качалки 1 и давления в скважинной жидкости, 1/с;
C скорость распространения ударной волны в скважинной жидкости, м/с;
L длина эксплуатационной колонны скважины 3, м.
Основное преимущество предложенного технического решения против известного технического решения состоит в его более высокой эффективности воздействия, которая достигается за счет увеличения мощности упругих колебаний в залежи. Степень увеличения мощности упругих колебаний в залежи за счет предложенного технического решения можно определить из следующих соображений.
Как известно, мощность любого воздействия зависит от величины приложенной силы. В нашем случае сила воздействия на залежь ограничена предельным напряжением упругой деформации цементного камня в заколонном пространстве 44. Число значение предельного напряжения упругой деформации цементного камня в заколонном пространстве 44 может быть найдено из выражения:
где νц предельное напряжение упругой деформации цементного камня в заколонном пространстве 44, H/м2;
F и F0 соответственно, предельная сила, которой в предложенном и известном технических решениях допустимо воздействовать на цементный камень в заколонном пространстве 44 без его разрушения, H.
где νц предельное напряжение упругой деформации цементного камня в заколонном пространстве 44, H/м2;
F и F0 соответственно, предельная сила, которой в предложенном и известном технических решениях допустимо воздействовать на цементный камень в заколонном пространстве 44 без его разрушения, H.
S и S0 соответственно, площадь цементного камня в заколонном пространстве 44, на которую в предложенном и известном технических решениях воздействуют предельной силой, м2.
Так как в известном техническом решении грузом воздействуют только на дно скважины, а в предложенном техническом решении ударной волной воздействуют не только на дно, но и на боковую поверхность скважины, то исходя из вышеуказанного можно считать, что увеличение силы воздействия составляет:
где λ длина фронта ударной волны, м;
D диаметр эксплуатационной колонны скважины, м.
где λ длина фронта ударной волны, м;
D диаметр эксплуатационной колонны скважины, м.
Рассмотрим конкретный пример: Пусть воздействие осуществляют в скважине с внутренним диаметром эксплуатационной колонны D 146 мм. Расчеты показывают, что длина фронта волны в такой скважине по крайней мере не менее 20 м. Следовательно:
Таким образом, предложенное техническое решение позволяет по крайней мере на два порядка увеличить силу воздействия на цементный камень в заколонном пространстве без его разрушения. Помимо указанного преимущества предложенное техническое решение обладает рядом других преимуществ. Так, определение зоны влияния одной скважины позволяет оптимизировать число скважин волнового фонда. Т. е. определить такое количество скважин волнового фонда, сверх которого не имеет смысла увеличивать их численность, поскольку это не даст положительного эффекта. Использование для воздействия переводимых с нижнего горизонта на верхний, выходящих из бурения, и отработанных скважин механизированного фонда, оборудованных или предназначенных под оборудование станками-качалками позволяет исключить дополнительные затраты на установку цементного моста, поскольку в таких скважинах его устанавливают по общему плану разработки залежи, не предусматривающему волновое воздействие. С другой стороны, устанавливая цементный мост в скважинах, переводимых с нижнего горизонта на верхний на уровне или ниже подошвы верхнего горизонта и оставляя неперфорированными выходящие из бурения скважины, достигают исключения дополнительных затрат на разбуривание цементного моста, поскольку при последующем переводе скважин из волнового фонда в фонд добывающих оно не требуется. Наконец, использование описанной конструкции устройства позволяет снизить затраты на его изготовление и обслуживание, поскольку все основные узлы устройства могут быть выполнены из стандартного нефтепромыслового оборудования.
Таким образом, предложенное техническое решение позволяет по крайней мере на два порядка увеличить силу воздействия на цементный камень в заколонном пространстве без его разрушения. Помимо указанного преимущества предложенное техническое решение обладает рядом других преимуществ. Так, определение зоны влияния одной скважины позволяет оптимизировать число скважин волнового фонда. Т. е. определить такое количество скважин волнового фонда, сверх которого не имеет смысла увеличивать их численность, поскольку это не даст положительного эффекта. Использование для воздействия переводимых с нижнего горизонта на верхний, выходящих из бурения, и отработанных скважин механизированного фонда, оборудованных или предназначенных под оборудование станками-качалками позволяет исключить дополнительные затраты на установку цементного моста, поскольку в таких скважинах его устанавливают по общему плану разработки залежи, не предусматривающему волновое воздействие. С другой стороны, устанавливая цементный мост в скважинах, переводимых с нижнего горизонта на верхний на уровне или ниже подошвы верхнего горизонта и оставляя неперфорированными выходящие из бурения скважины, достигают исключения дополнительных затрат на разбуривание цементного моста, поскольку при последующем переводе скважин из волнового фонда в фонд добывающих оно не требуется. Наконец, использование описанной конструкции устройства позволяет снизить затраты на его изготовление и обслуживание, поскольку все основные узлы устройства могут быть выполнены из стандартного нефтепромыслового оборудования.
Обоснование расчетных формул
1. Формула для определения длины рабочей штанги перед полированным штоком может быть получена из системы уравнений, каждое из которых описывает длину сборки в монтажном и рабочем состоянии, от точки подвески к станку-качалке до верхнего торца цилиндра:
где L расстояние от точки подвески сборки к станку-качалке до верхнего торца цилиндра;
lп расстояние от торца монтажной штанги перед полированным штоком до точки его подвески к станку-качалке при посадке плунжера на посадочное седло цилиндра и при положении станка-качалки в крайней верхней точке;
l1 длина монтажной штанги перед полированным штоком;
a длина колонны штанг без монтажной штанги с учетом длины плунжера;
lц расстояние от посадочного седла до противоположного торца цилиндра;
lш длина полированного штока;
l длина рабочей штанги перед полированным штоком;
x величина удлинения штанг при ходе плунжера вверх.
1. Формула для определения длины рабочей штанги перед полированным штоком может быть получена из системы уравнений, каждое из которых описывает длину сборки в монтажном и рабочем состоянии, от точки подвески к станку-качалке до верхнего торца цилиндра:
где L расстояние от точки подвески сборки к станку-качалке до верхнего торца цилиндра;
lп расстояние от торца монтажной штанги перед полированным штоком до точки его подвески к станку-качалке при посадке плунжера на посадочное седло цилиндра и при положении станка-качалки в крайней верхней точке;
l1 длина монтажной штанги перед полированным штоком;
a длина колонны штанг без монтажной штанги с учетом длины плунжера;
lц расстояние от посадочного седла до противоположного торца цилиндра;
lш длина полированного штока;
l длина рабочей штанги перед полированным штоком;
x величина удлинения штанг при ходе плунжера вверх.
Решая совместно систему уравнений (1), находим:
l=l1+lп-lш-lц-x (2)
Формулу для определения длины насосно-компрессорных труб получают из следующих соображений.
l=l1+lп-lш-lц-x (2)
Формулу для определения длины насосно-компрессорных труб получают из следующих соображений.
Обозначим отношение давления на фронте волны в момент удара о забой скважины к давлению на цементный камень в заколонном пространстве буквой "a":
гдe Pф давление на фронте ударной волны в момент удара о забой скважины;
Pц давление на цементный камень в заколонном пространстве.
гдe Pф давление на фронте ударной волны в момент удара о забой скважины;
Pц давление на цементный камень в заколонном пространстве.
Обозначим отношение давления сброса в насосно-компрессорных трубах к давлению на фронте ударной волны в момент удара о забой скважины буквой b
где Pс давление сброса в насосно-компрессорных трубах.
где Pс давление сброса в насосно-компрессорных трубах.
Запишем условие работы установки в пределах упругой деформации цветного камня в заколонном пространстве:
νц= Pц (5)
где νц предельное напряжение упругой деформации цветного камня в заколонном пространстве.
νц= Pц (5)
где νц предельное напряжение упругой деформации цветного камня в заколонном пространстве.
С учетом (3) и (4) формулу (5) можно записать в следующем виде:
Объем жидкости, который перемещается из эксплуатационной колонны в насосно-компрессорные трубы при ходе плунжера вверх определяется по формуле:
где ΔV объем жидкости, который перемещается из эксплуатационной колонны в насосно-компрессорные трубы при ходе плунжера вверх;
dпл наружный диаметр плунжера;
lпл длина хода плунжера;
α коэффициент подачи жидкости.
Объем жидкости, который перемещается из эксплуатационной колонны в насосно-компрессорные трубы при ходе плунжера вверх определяется по формуле:
где ΔV объем жидкости, который перемещается из эксплуатационной колонны в насосно-компрессорные трубы при ходе плунжера вверх;
dпл наружный диаметр плунжера;
lпл длина хода плунжера;
α коэффициент подачи жидкости.
Объем жидкости в насосно-компрессорных трубах определяется по формуле:6
где V объем жидкости в насосно-компрессорных трубах;
dлв внутренний диаметр насосно-компрессорных труб;
dшн наружный диаметр штанг;
lт длина насосно-компрессорных труб.
где V объем жидкости в насосно-компрессорных трубах;
dлв внутренний диаметр насосно-компрессорных труб;
dшн наружный диаметр штанг;
lт длина насосно-компрессорных труб.
В соответствии с определением коэффициента сжимаемости жидкости можно написать:
где β коэффициент сжимаемости жидкости.
где β коэффициент сжимаемости жидкости.
Решая совестно (6), (7), (8) и (9), находим:
3. Формулу для определения наружного диаметра штанг получают из следующих соображений. Ход плунжера вниз при ходе станка-качалки вниз возможен только в том случае, если вес штанг окажется больше силы трения в сальнике и силы противодавления на полированном штоке. Указанное условие можно записать в виде формулы:
G F + Fт (11)
где G вес штанг;
F сила противодавления на полированном штоке;
Fт сила трения в сальнике.
3. Формулу для определения наружного диаметра штанг получают из следующих соображений. Ход плунжера вниз при ходе станка-качалки вниз возможен только в том случае, если вес штанг окажется больше силы трения в сальнике и силы противодавления на полированном штоке. Указанное условие можно записать в виде формулы:
G F + Fт (11)
где G вес штанг;
F сила противодавления на полированном штоке;
Fт сила трения в сальнике.
Вес штанг и силу противодавления на полированном штоке можно определить по формулам:
где γш плотность металла, из которого выполнены штанги;
γж плотность жидкости в насосно-компрессорных трубах;
d диаметр полированного штока;
Pу стационарное давление на устье скважины при остановленном станке-качалке.
где γш плотность металла, из которого выполнены штанги;
γж плотность жидкости в насосно-компрессорных трубах;
d
Pу стационарное давление на устье скважины при остановленном станке-качалке.
Решая совместно (11), (12) и (13), найдем:
4. Формулу для определения частоты качаний станка-качалки получают из следующих соображений. Время, в течение которого совершается пробег ударной волной двойной глубины скважины, определяется из выражения:
где t время в течение которого совершается пробег ударной волной двойной глубины скважины;
L глубина скважины;
C скорость движения ударной волны.
4. Формулу для определения частоты качаний станка-качалки получают из следующих соображений. Время, в течение которого совершается пробег ударной волной двойной глубины скважины, определяется из выражения:
где t время в течение которого совершается пробег ударной волной двойной глубины скважины;
L глубина скважины;
C скорость движения ударной волны.
По определению частота изменения давления в любой точке скважины численно равна величине, обратной найденному времени, т.е.
Приравнивая указанную частоту изменения давления в скважине к частоте качаний станка-качалки достигают условия резонанса. Работа устройства в условиях резонанса позволяет при небольших энергетических затратах станка-качалки получить относительно мощные колебания давления в скважинной жидкости.
Claims (10)
1. Способ волнового воздействия на залежь, включающий создание упругих колебаний в продуктивном пласте путем нанесения периодических ударов по забою скважин волнового фонда с силой, не превышающей ее предельного значения, для упругой деформации цементного камня в заколонном пространстве, отличающийся тем, что удары по забою скважин волнового фонда наносят ударной волной с перепадом давления на фронте, соответствующим значению предельной силы, в качестве скважин волнового фонда используют скважины, переводимые с нижнего горизонта эксплуатации на верхний, выходящие из бурения, и отработанные скважины механизированного фонда, оборудованные или предназначенные под оборудование станками-качалками, при этом в скважинах, переводимых с нижнего горизонта эксплуатации на верхний, устанавливают цементный мост на уровне или ниже подошвы продуктивного пласта верхнего горизонта, в отработанных скважинах механизированного фонда, оборудованных или предназначенных под оборудование станками-качалками, устанавливают цементный мост выше зоны перфорации, а скважины, выходящие из бурения, оставляют неперфорированными.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что определяют зону влияния одной скважины волнового фонда и находят количество скважин волнового фонда путем деления площади всей залежи на зону влияния одной скважины.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что ударную волну формируют гидравлически путем сжатия и сброса жидкости.
4. Устройство для волнового воздействия на залежь, включающее подъемный механизм, установленный на устье скважины, колонну насосно-компрессорных труб, спущенную в эксплуатационную колонну скважины, цилиндр с посадочным седлом, установленный на конце колонны насосно-компрессорных труб, плунжер, установленный в цилиндре с возможностью осевого перемещения и выхода из цилиндра в верхнем положении, отличающееся тем, что оно снабжено центратором, установленным между колонной насосно-компрессорных труб и цилиндром, подзарядным узлом, предназначенным для установки на устьевой арматуре скважины, и емкостью, предназначенной для установки над дневной поверхностью, подъемный механизм выполнен в виде станка-качалки с штоком и штангами, колонна насосно-компрессорных труб подвешена в эксплуатационной колонне на устьевой арматуре, плунжер установлен с возможностью выхода из цилиндра в крайнем верхнем положении станка-качалки, при этом штанги связаны одним концом через шток со станком-качалкой, а другим с плунжером.
5. Устройство по п. 4, отличающееся тем, что плунжер выполнен в виде проточного цилиндра, в нижней части которого соосно с ним установлены втулка и две гайки с размещенными между ними седлом и запорным шариком.
6. Устройство по п.4, отличающееся тем, что центратор выполнен в виде неподвижно закрепленных в колонне насосно-компрессорных труб втулок с коническим заходом и проточными канавками.
7. Устройство по п.4, отличающееся тем, что подзарядный узел выполнен в виде корпуса, в котором установлены манометр с краником, напорная трубка с краником, дренажная трубка и гайка, причем полость напорной трубки предназначена для сообщения с полостью устьевой арматуры, а полость дренажной трубки сообщена с полостью емкости, при этом внутри корпуса на гайке установлено седло с запорным шариком, предназначенным для разделения полостей напорной и дренажной трубок.
8. Устройство по п.4, отличающееся тем, что шток выполнен полированным, а длина рабочей штанги перед полированным штоком определена выражением
L L' + Lп Lш Lц x,
где L' длина монтажной штанги перед полированным штоком, м;
Lп расстояние от торца монтажной штанги перед штоком до точки его подвески к станку-качалке при посадке плунжера на посадочное седло цилиндра и положении станка-качалки в крайней верхней точке, м;
Lш длина полированного штока, м;
Lц расстояние от посадочного седла до противоположного торца цилиндра, м;
x величина растяжения штанг при ходе плунжера вверх, м.
L L' + Lп Lш Lц x,
где L' длина монтажной штанги перед полированным штоком, м;
Lп расстояние от торца монтажной штанги перед штоком до точки его подвески к станку-качалке при посадке плунжера на посадочное седло цилиндра и положении станка-качалки в крайней верхней точке, м;
Lш длина полированного штока, м;
Lц расстояние от посадочного седла до противоположного торца цилиндра, м;
x величина растяжения штанг при ходе плунжера вверх, м.
9. Устройство по п.4, отличающееся тем, что длину Lт насосно-компрессорных труб определяют из выражения
где dп л наружный диаметр плунжера, м;
Lп л длина хода плунжера, м;
α- коэффициент подачи жидкости;
a отношение давления на фронте волны в момент удара о забой к давлению на цементный камень в заколонном пространстве;
b отношение давления сброса в насосно-компрессорных трубах к давлению на фронте ударной волны в момент удара о забой;
β- коэффициент сжимаемости жидкости в насосно-компрессорных трубах, м2/Н;
Uц предельное напряжение упругой деформации цементного камня в заколонном пространстве, Н/м2;
dл в внутренний диаметр насосно-компрессорных труб, м;
dш н наружный диаметр штанг, м;
10. Устройство по п.4, отличающееся тем, что штанги имеют наружный диаметр dшн, опреляемый из выражения
где Fт сила трения при движении полированного штока в сальнике устьевой арматуры, кг;
γш- плотность металла, из которого выполнены штанги, кг/м3;
γж- плотность жидкости в насосно-компрессорных трубах, кг/м3;
Pу стационарное давление на устье скважины при остановленном станке-качалке, кг/м2;
dп н диаметр полированного штока, м.
где dп л наружный диаметр плунжера, м;
Lп л длина хода плунжера, м;
α- коэффициент подачи жидкости;
a отношение давления на фронте волны в момент удара о забой к давлению на цементный камень в заколонном пространстве;
b отношение давления сброса в насосно-компрессорных трубах к давлению на фронте ударной волны в момент удара о забой;
β- коэффициент сжимаемости жидкости в насосно-компрессорных трубах, м2/Н;
Uц предельное напряжение упругой деформации цементного камня в заколонном пространстве, Н/м2;
dл в внутренний диаметр насосно-компрессорных труб, м;
dш н наружный диаметр штанг, м;
10. Устройство по п.4, отличающееся тем, что штанги имеют наружный диаметр dшн, опреляемый из выражения
где Fт сила трения при движении полированного штока в сальнике устьевой арматуры, кг;
γш- плотность металла, из которого выполнены штанги, кг/м3;
γж- плотность жидкости в насосно-компрессорных трубах, кг/м3;
Pу стационарное давление на устье скважины при остановленном станке-качалке, кг/м2;
dп н диаметр полированного штока, м.
11. Устройство по п.4, отличающееся тем, что станок-качалка имеет частоту f качания, определенную из соотношения
f c / 2L,
где c скорость распространения ударной волны в скважинной жидкости, м/с,
L длина эксплуатационной колонны скважины, м.
f c / 2L,
где c скорость распространения ударной волны в скважинной жидкости, м/с,
L длина эксплуатационной колонны скважины, м.
Priority Applications (4)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU9595104938A RU2075596C1 (ru) | 1995-04-11 | 1995-04-11 | Способ волнового воздействия на залежь и устройство для его осуществления |
US08/555,421 US5586602A (en) | 1995-04-11 | 1995-11-09 | Method and apparatus for shock wave stimulation of an oil-bearing formation |
AU39173/95A AU3917395A (en) | 1995-04-11 | 1995-11-30 | Method and apparatus for shock wave stimulation of an oil bearing formation |
CA 2166156 CA2166156A1 (en) | 1995-04-11 | 1995-12-27 | Method and apparatus for shock wave stimulation of an oil bearing formation |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU9595104938A RU2075596C1 (ru) | 1995-04-11 | 1995-04-11 | Способ волнового воздействия на залежь и устройство для его осуществления |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU95104938A RU95104938A (ru) | 1997-01-20 |
RU2075596C1 true RU2075596C1 (ru) | 1997-03-20 |
Family
ID=20166334
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU9595104938A RU2075596C1 (ru) | 1995-04-11 | 1995-04-11 | Способ волнового воздействия на залежь и устройство для его осуществления |
Country Status (3)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US5586602A (ru) |
AU (1) | AU3917395A (ru) |
RU (1) | RU2075596C1 (ru) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2003093640A1 (fr) * | 2002-05-06 | 2003-11-13 | Obschestvo S Ogranichennoi Otvetstvennostju 'arsentekh' | Procede et dispositif d'action par ondes |
US6776256B2 (en) | 2001-04-19 | 2004-08-17 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for generating seismic waves |
RU2674655C1 (ru) * | 2014-10-22 | 2018-12-12 | Апплайд Сейсмик Рисерч Корпорейшн | Способ и устройство для сейсмического стимулирования продуктивных горизонтов нефтегазоносных пластов |
US10156108B2 (en) | 2015-10-06 | 2018-12-18 | Applied Seismic Research Corporation | Method and apparatus for seismic stimulation of production horizons of hydrocarbon bearing formations |
Families Citing this family (18)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5950726A (en) * | 1996-08-06 | 1999-09-14 | Atlas Tool Company | Increased oil and gas production using elastic-wave stimulation |
US5836389A (en) * | 1996-12-09 | 1998-11-17 | Wave Energy Resources | Apparatus and method for increasing production rates of immovable and unswept oil through the use of weak elastic waves |
NO304898B1 (no) * | 1997-01-16 | 1999-03-01 | Eureka Oil Asa | FremgangsmÕte for stimulering av et oljereservoar eller en oljebr°nn for °ket oljeutvinning og/eller for seismisk kartlegging av reservoaret |
US6015010A (en) * | 1997-09-10 | 2000-01-18 | Applied Seismic Research Corporation | Dual tubing pump for stimulation of oil-bearing formations |
US6899175B2 (en) * | 1997-09-10 | 2005-05-31 | Sergey A. Kostrov | Method and apparatus for seismic stimulation of fluid-bearing formations |
US7980301B1 (en) * | 2010-01-04 | 2011-07-19 | Sergey Kostrov | Method and apparatus for the dampening of shocks in the borehole of wells |
NO305720B1 (no) | 1997-12-22 | 1999-07-12 | Eureka Oil Asa | FremgangsmÕte for Õ °ke oljeproduksjonen fra et oljereservoar |
NO312303B1 (no) | 1999-02-11 | 2002-04-22 | Thermtech As | Fremgangsmate for katalytisk oppgradering og hydrogenering av hydrokarboner |
BR9917564B1 (pt) * | 1999-11-23 | 2009-01-13 | mÉtodo e aparelho para estimulaÇço sÍsmica de formaÇÕes que ostentam fluidos. | |
US6675914B2 (en) * | 2002-02-19 | 2004-01-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure reading tool |
US20090173492A1 (en) * | 2005-05-17 | 2009-07-09 | Baker Hughes Incorporated | Surface activated downhole spark-gap tool |
US7584783B2 (en) * | 2005-05-17 | 2009-09-08 | Baker Hughes Incorporated | Surface activated downhole spark-gap tool |
US7405998B2 (en) * | 2005-06-01 | 2008-07-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for generating fluid pressure pulses |
US20090200017A1 (en) * | 2006-01-12 | 2009-08-13 | Oleg Borisovitch Kalinin | Method and device for treating bottom-hole zones of oil-and-gas-bearing formations |
US8113278B2 (en) | 2008-02-11 | 2012-02-14 | Hydroacoustics Inc. | System and method for enhanced oil recovery using an in-situ seismic energy generator |
US8684076B2 (en) * | 2011-02-22 | 2014-04-01 | Sergey A Kostrov | Method and apparatus for enhancement of fracture fluid clean-up with periodic shock waves |
CA2950523A1 (en) * | 2016-12-05 | 2018-06-05 | Shawn D. Clark | Hydrocarbon extraction tool and pump assemblies |
CN116856897B (zh) * | 2023-09-05 | 2023-10-31 | 山东成林石油工程技术有限公司 | 一种油田水击压裂装置及使用方法 |
Family Cites Families (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1710709A1 (ru) * | 1989-12-07 | 1992-02-07 | Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт | Способ волнового воздействи на залежь и устройство дл его осуществлени |
RU2001254C1 (ru) * | 1990-07-13 | 1993-10-15 | Институт горного дела СО РАН | Способ волновой обработки пластов |
-
1995
- 1995-04-11 RU RU9595104938A patent/RU2075596C1/ru active
- 1995-11-09 US US08/555,421 patent/US5586602A/en not_active Expired - Fee Related
- 1995-11-30 AU AU39173/95A patent/AU3917395A/en not_active Abandoned
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Патент РФ N 2001254, кл. E 21 B 43/25, 1993. Авторское свидетельство СССР N 1710709, кл. E 21 B 43/25, 1992. Авторское свидетельство СССР N 1719623, кл. E 21 B 43/25, 1992. * |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6776256B2 (en) | 2001-04-19 | 2004-08-17 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for generating seismic waves |
WO2003093640A1 (fr) * | 2002-05-06 | 2003-11-13 | Obschestvo S Ogranichennoi Otvetstvennostju 'arsentekh' | Procede et dispositif d'action par ondes |
RU2674655C1 (ru) * | 2014-10-22 | 2018-12-12 | Апплайд Сейсмик Рисерч Корпорейшн | Способ и устройство для сейсмического стимулирования продуктивных горизонтов нефтегазоносных пластов |
US10156108B2 (en) | 2015-10-06 | 2018-12-18 | Applied Seismic Research Corporation | Method and apparatus for seismic stimulation of production horizons of hydrocarbon bearing formations |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU95104938A (ru) | 1997-01-20 |
US5586602A (en) | 1996-12-24 |
AU3917395A (en) | 1996-10-24 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2075596C1 (ru) | Способ волнового воздействия на залежь и устройство для его осуществления | |
RU2159319C2 (ru) | Гидравлическое устройство для присоединения в бурильной колонне | |
US1892517A (en) | Well drilling apparatus | |
US4267888A (en) | Method and apparatus for positioning a treating liquid at the bottom of a well | |
US3327790A (en) | Liquid percussion motor | |
US2717763A (en) | Earth boring apparatus with acoustic decoupler for drilling mud | |
CN105888554B (zh) | 液动推复冲击振荡器 | |
US20220049560A1 (en) | Device for generating an axial load in a drill string assembly | |
RU2409738C1 (ru) | Способ осуществления импульсного гидроразрыва | |
RU2157446C1 (ru) | Способ и устройство для возбуждения поперечных колебаний колонны труб в скважине | |
RU2542651C1 (ru) | Насос, насосная установка и способ подъема жидкой среды | |
RU2196888C2 (ru) | Способ и устройство для волнового воздействия на залежь | |
RU2151283C1 (ru) | Способ воздействия на продуктивный пласт | |
US3322207A (en) | Fluid operated percussion drill or hydraulic hammer | |
RU2134778C1 (ru) | Способ волнового воздействия на залежь и устройство для его осуществления | |
RU2209945C1 (ru) | Способ воздействия на углеводородную залежь при ее разработке и устройство для его осуществления | |
RU2327034C2 (ru) | Способ волновой обработки продуктивного пласта и устройство для его осуществления | |
RU2750791C1 (ru) | Устройство для разбуривания уплотненной пробки в скважине | |
SU1535961A1 (ru) | Устройство дл предупреждени искривлени скважины | |
US2828944A (en) | Earth boring apparatus | |
RU2106470C1 (ru) | Способ ликвидации прихвата колонны труб в скважине | |
RU2042796C1 (ru) | Устройство для гидроперфорации скважины | |
RU2229021C1 (ru) | Способ импульсного воздействия на нефтяной пласт | |
RU2258836C2 (ru) | Способ обеспечения работы всасывающего клапана глубинного штангового насоса и устройство для его осуществления | |
SU933954A1 (ru) | Устройство дл сооружени гравийного фильтра |