RU2151283C1 - Method of producing formation stimulation - Google Patents
Method of producing formation stimulation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2151283C1 RU2151283C1 RU99118684A RU99118684A RU2151283C1 RU 2151283 C1 RU2151283 C1 RU 2151283C1 RU 99118684 A RU99118684 A RU 99118684A RU 99118684 A RU99118684 A RU 99118684A RU 2151283 C1 RU2151283 C1 RU 2151283C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- tubing string
- string
- well
- reservoir
- seat
- Prior art date
Links
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефте- и газодобывающей промышлености и может быть использовано для повышения нефте- и газоконденсатоотдачи продуктивного пласта и для снижения обводненности добываемой продукции в процессе разработки месторождения любым известным способом. The invention relates to the oil and gas production industry and can be used to increase oil and gas condensate recovery of the reservoir and to reduce the water content of the produced products during the development of the field by any known method.
Известен способ волнового воздействия на продуктивный пласт, реализующее устройство, реализующее способ, 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 (1). A known method of wave action on a productive formation that implements a device that implements the method consists of a centrifugal type vibration source made in the form of two unbalances rotating in antiphase and a radiating stamp mounted on the day surface. The method of wave action includes the generation of harmonic waves on the day surface by oscillating from a power drive with a given frequency of a vibration source, the mass-energy parameters of which are consistent with the physical and mechanical properties of the soil (1).
Основной недостаток известного 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. The main disadvantage of the known technical solution is that it has a low efficiency due to large energy losses during the passage of the wave from the day surface to the deposit, which in practice reaches 98% or more.
Известен способ волнового воздействия на залежь. Устройство, реализующее способ, включает в себя груз для 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 (2). A known method of wave action on the reservoir. A device that implements the method includes a load for striking the bottom of the well, made in the form of pipes filled with liquid. A drain valve is installed at the bottom of the pipes and there is a blank. In the upper part there is a fishing head. A winch or a rocking machine is mounted at the wellhead. The load is connected with a winch or a rocking machine with a cable. The implementation of the method consists in the fact that during the operation of the device, the bottom hole inflicts periodic strokes with a force not exceeding its limit value for the elastic deformation of cement stone in the annulus (2).
Основной недостаток известного технического решения состоит в том, что его эффективность не может быть высокой из-за малой мощности упругих колебаний в продуктивном пласте. Малая мощность упругих колебаний в продуктивном пласте объясняется тем, что падающий груз воздействует только на данную часть скважины, поверхность которой разрушается при действии на нее грузом желаемого веса. The main disadvantage of the known technical solution is that its effectiveness cannot be high due to the low power of elastic vibrations in the reservoir. The low power of elastic vibrations in the reservoir is explained by the fact that the falling load acts only on a given part of the well, the surface of which collapses when a load of the desired weight acts on it.
Наиболее близким техническим решением является способ, описанный в патенте России N 2075596 от 20.03.97 г. E 21 B 43/25. Описанный способ включает создание упругих колебаний в продуктивном пласте путем нанесения периодических ударов по забою скважин волнового фонда 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-качалки, 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, определяют зону влияния одной скважины волнового фонда и находят количество скважин волнового фонда путем деления площади всей залежи влияния одной скважины, формируют ударную волну гидравлически, путем сжатия и сброса жидкости при помощи устройства, включающего 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, центратор, установленный между колонной насосно-компрессорных труб и цилиндром, подзарядный узел, предназначенный для установки на устьевой арматуре скважины, емкость, предназначенную для установки на дневной поверхности, подъемный механизм, выполненный в виде станка-качалки с штоком и штангами, колонну насосно-компрессорных труб подвешенную в эксплуатационной колонне на устьевой арматуре, плунжер, установленный 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 (3). The closest technical solution is the method described in Russian patent N 2075596 from 03.20.97, E 21 B 43/25. The described method includes the creation of elastic vibrations in the reservoir by applying periodic impacts to the bottom of the wells of the wave fund with a shock wave with a pressure drop at the front corresponding to the value of the ultimate force, as wells of the wave fund, wells are used that are transferred from the lower horizon of operation to the upper one leaving the drilling , and worked-out wells of mechanized stock, equipped or designed for equipment by rocking machines, while in wells, transferred from the lower horiz During operation on the upper one, a cement bridge is installed at or below the bottom of the productive layer of the upper horizon, in worked-out wells of the mechanized fund, equipped or designed for pumping machines, a cement bridge is installed above the perforation zone, and the wells leaving the drilling are left unperforated, determine the influence zone of one well of the wave fund and find the number of wells of the wave fund by dividing the area of the entire influence reservoir of one well, form a shock hydraulically, by compressing and discharging the fluid using a device including a lifting mechanism installed at the wellhead, a tubing string lowered into the production string, a cylinder with a seating saddle mounted on the end of the tubing string, plunger, installed in the cylinder with the possibility of axial movement and exit from the cylinder in the upper position, a centralizer installed between the tubing string and the cylinder, a charging unit designed For installation on wellhead reinforcement, a tank intended for installation on a day surface, a lifting mechanism made in the form of a rocking machine with a rod and rods, a tubing string suspended in the production string on the wellhead, a plunger installed to exit the cylinder in the highest position of the rocking machine, with the rods connected at one end through the rod to the rocking machine, and the other to the plunger (3).
Основными недостатками наиболее близкого технического решения следует считать его сравнительно низкую эффективность из-за малой мощности упругих колебаний в залежи, обусловленную экранирующим эффектом эксплуатационной колонны, а также сложность устройства, вызывающего указанные упругие колебания. The main disadvantages of the closest technical solution should be considered its relatively low efficiency due to the low power of elastic vibrations in the reservoir, due to the shielding effect of the production string, as well as the complexity of the device that causes these elastic vibrations.
В изобретении решается задача повышения эффективности воздействия на продуктивный пласт за счет увеличения упругих колебаний в продуктивном пласте. The invention solves the problem of increasing the impact on the reservoir by increasing elastic vibrations in the reservoir.
Задача решается за счет того, что в способе волнового воздействия на продуктивный пласт, включающем создание гидродинамических ударов повышением и сбросом давления в колонне насосно-компрессорных труб в скважине с установленным цементным мостом в эксплуатационной колонне выше продуктивного пласта, согласно изобретению предварительно отделяют нижнюю часть эксплуатационной колонны с установленным цементным мостом от верхней части эксплуатационной колонны, с образованием зумпфа, а колонну насосно-компрессорных труб спускают в верхнюю часть эксплуатационной колонны скважины. The problem is solved due to the fact that in the method of wave action on the reservoir, including the creation of hydrodynamic shocks by increasing and depressurizing the tubing string in the well with a cement bridge installed in the production string above the reservoir, according to the invention, the lower part of the production string is preliminarily separated with a cement bridge installed from the top of the production casing, with the formation of a sump, and the tubing string is lowered to the top th part of the production casing of the well.
Для осуществления способа используют устройство для воздействия на продуктивный пласт, включающее колонну насосно-компрессорных труб, и емкость на дневной поверхности. Колонна насосно-компрессорных труб снабжена набором цилиндров с посадочными седлами, оборудована на устье лубрикатором и соединена с нагнетательной линией насосного агрегата. Затрубное пространство скважины и приемная линия насосного агрегата соединены с емкостью на дневной поверхности, а внутри колонны насосно-компрессорных труб через лубрикатор размещен упругий эластичный шарик. To implement the method, a device is used to act on the reservoir, including a tubing string, and a container on the surface. The tubing string is equipped with a set of cylinders with landing seats, equipped with a lubricator at the mouth and connected to the discharge line of the pump unit. The annulus of the well and the intake line of the pump unit are connected to the tank on the day surface, and an elastic elastic ball is placed inside the tubing string through the lubricator.
Существенными признаками объекта изобретения "способ" являются:
1. Создание гидродинамических ударов в скважине повышением и сбросом давления в колонне насосно-компрессорных труб.The essential features of the object of the invention "method" are:
1. The creation of hydrodynamic shock in the well by increasing and depressurizing the tubing string.
2. Установка цементного моста выше продуктивного пласта. 2. Installation of a cement bridge above the reservoir.
3. Отделение нижней части эксплуатационной колонны с цементным мостом от верхней части эксплуатационной колонны. 3. Separation of the lower part of the production casing with a cement bridge from the upper part of the production casing.
4. Выделение части скважины над цементным мостом под зумпф. 4. The allocation of part of the well above the cement bridge under the sump.
Сущность изобретения. SUMMARY OF THE INVENTION
Повышение нефте- и газоконденсатоотдачи продуктивных пластов, снижение обводненности добываемой продукции - основные задачи, стоящие в настоящее время перед специалистами-разработчиками и решаемые различными способами, в том числе многочисленными способами гидродинамического воздействия как на призабойную часть скважины, так и в целом на продуктивный пласт. Эффективность таких способов определяется как правило мощностью упругих колебаний в продуктивном пласте, периодичностью указанных колебаний и направлением распространения волн, вызывающих такие колебания (вдоль по пласту, когда источник упругих колебаний расположен на забое эксплуатационной скважины, или "перпендикулярно" распространению продуктивного пласта, когда источник упругих колебаний расположен в специально оборудованной скважине, выше кровли продуктивного пласта). В предлагаемом способе решается задача повышения эффективности воздействия на продуктивный пласт за счет увеличения мощности упругих колебаний в продуктивном пласте. Задача решается следующей совокупностью операций. Increasing oil and gas condensate recovery of productive formations, reducing water cut of produced products are the main tasks currently facing development specialists and can be solved in various ways, including by many methods of hydrodynamic effects both on the bottom-hole part of the well and in general on the reservoir. The effectiveness of such methods is usually determined by the power of elastic vibrations in the reservoir, the frequency of these vibrations and the direction of propagation of waves that cause such vibrations (along the reservoir, when the source of elastic vibrations is located at the bottom of the production well, or “perpendicular” to the propagation of the reservoir, when the source of elastic oscillations located in a specially equipped well, above the top of the reservoir). The proposed method solves the problem of increasing the impact on the reservoir by increasing the power of elastic vibrations in the reservoir. The problem is solved by the following set of operations.
В скважине, специально отведенной под способ воздействия на продуктивный пласт, устанавливают цементный мост, выше кровли продуктивного пласта. При помощи фрезы отделяют нижнюю часть эксплуатационной колонны с цементным мостом от верхней части эксплуатационной колонны таким образом, чтобы в нижней части эксплуатационной колонны, выше цементного моста, остался зумпф. Спускают в эксплуатационную колонну скважины колонну насосно-компрессорных труб, подвешенную на устьевой арматуре, с размещенным в нижней части колонны насосно-компрессорных труб набором цилиндров с посадочными седлами. Нагнетательную линию насосного агрегата, размещенного на дневной поверхности, соединяют с колонной насосно-компрессорных труб. Затрубное пространство скважины соединяют с емкостью, расположенной на дневной поверхности. Приемную линию насосного агрегата соединяют с вышеупомянутой емкостью. Заполняют скважину, нагнетательную и приемную линии насосного агрегата, емкость жидкостью, причем уровень жидкости в емкости должен превышать все системы устройства, расположенные на дневной поверхности. Через лубрикатор, расположенный на устьевой арматуре, в колонне насосно-компрессорных труб располагают упругий эластичный шарик. In a well specially designated for the method of influencing the reservoir, a cement bridge is installed above the roof of the reservoir. Using the cutter, the lower part of the production casing with the cement bridge is separated from the upper part of the production casing so that a sump remains in the lower part of the production casing, above the cement bridge. A tubing string suspended on wellhead fittings is lowered into the production casing of the well with a set of cylinders with landing seats located at the bottom of the tubing string. The discharge line of the pumping unit located on the day surface is connected to the tubing string. The annulus of the well is connected to a tank located on the day surface. The receiving line of the pump unit is connected to the aforementioned tank. Fill the well, the injection and receiving lines of the pumping unit, the tank with liquid, and the liquid level in the tank should exceed all the device systems located on the day surface. An elastic ball is arranged through a lubricator located on the wellhead fitting in the tubing string.
На чертеже показан общий вид устройства для воздействия на продуктивный пласт. The drawing shows a General view of the device for influencing the reservoir.
В скважине 1, выше кровли продуктивного пласта 2, установлен цементный мост 3. Нижняя часть эксплуатационной колонны скважины 4, с цементным мостом 3, отделена от верхней части эксплуатационной колонны 5 с образованием зумпфа 6. В скважину 1 спущена колонна насосно-компрессорных труб 7. В нижней части колонны насосно-компрессорных труб 7 расположен набор цилиндров 8 с посадочными седлами 9. На дневной поверхности расположен насосный агрегат 10, нагнетательная линия 11 которого соединена с колонной насосно-компрессорных труб 7. Приемная линия 12 насосного агрегата 10 соединена с емкостью 13. Затрубное пространство 14 скважины 1 соединено с емкостью 13 посредством трубы 15. Через лубрикатор 16 в колонну насосно-компрессорных труб 7 введен упругий эластичный резиновый шарик 17. In the well 1, above the top of the producing formation 2, a cement bridge 3 is installed. The lower part of the production casing of the well 4, with the cement bridge 3, is separated from the upper part of the production casing 5 with the formation of a sump 6. A tubing string 7 is lowered into the well 1. In the lower part of the tubing string 7 there is a set of cylinders 8 with seat seats 9. On the day surface there is a pumping unit 10, the discharge line 11 of which is connected to the tubing string 7. The receiving line 12 us the main unit 10 is connected to the tank 13. The annular space 14 of the well 1 is connected to the tank 13 by means of the pipe 15. Through the lubricator 16, an elastic elastic rubber ball 17 is inserted into the tubing string 7.
Воздействие на продуктивный пласт проводят следующий образом. The impact on the reservoir is as follows.
В скважину 1, выше кровли продуктивного пласта 2, устанавливают цементный мост 3. При помощи фрезы отделяют нижнюю часть эксплуатационной колонны 4 с цементным мостом 3 от верхней части эксплуатационной колоны 5 с образованием зампфа 6. В верхнюю часть эксплуатационной колонны 5 спускают колонну насосно-компрессорных труб 7, предварительно расположив в нижней части колонны насосно-компрессорных труб 7 набор цилиндров 8 с посадочными седлами 9. Устьевую арматуру скважины 1 оборудуют лубрикатором 16. На дневной поверхности располагают насосный агрегат 10, нагнетательную линию 11 которого соединяют с колонной насосно-компрессорных труб 7 скважины 1. Приемную линию 12 насосного агрегата 10 соединяют с емкостью 13. Затрубное пространство 14 скважины 1 соединяют с емкостью 13 при помощи трубы 15. Заливают скважину 1, насосный агрегат 10, нагнетательную линию 11 насосного агрегата 10, приемную линию 12 насосного агрегата 10 и емкость 13 жидкостью. Уровень жидкости в емкости 13 должен превышать уровень всех гидравлических систем устройства, расположенных на дневной поверхности. Через лубрикатор 16, в колонну насосно-компрессорных труб 7, помещают упругий эластичный резиновый шарик 17. Под действием силы тяжести упругий эластичный резиновый шарик 17 опускается на посадочное седло 9 верхнего цилиндра набора цилиндров 8. Включают насосный агрегат 10 и увеличивают давление внутри колонны насосно-компрессорных труб 7 до величины, по достижении которой упругий эластичный резиновый шарик 17 продавливается через верхнее посадочное седло 9 набора цилиндров 8 с посадочными седлами 9. В момент прохождения упругого эластичного резинового шарика 17 через верхнее седло 9 набора цилиндров 8 с посадочными седлами 9 происходит сброс давления из колонны насосно-компрессорных труб 7 в нижнюю часть эксплуатационной колонны 4 скважины 1 с образованием гидравлического удара, который через массив горных пород передается на продуктивный пласт 2, вызывая в последнем упругие колебания. После сброса давления в колонне насосно-компрессорных труб 7 упругий эластичный резиновый шарик 17, продавленный насосным агрегатом 10 во второй цилиндр набора цилиндров 8 с посадочными седлами 9, под действием силы тяжести располагается во втором посадочном седле 9 набора цилиндров 8 с посадочными седлами 9. Непрерывно работающий насосный агрегат 10 вновь поднимает давление в колонне насосно-компрессорных труб 7, продавливая упругий эластичный резиновый шарик 17 через второе посадочное седло 9 набора цилиндров 8 с посадочными седлами 9 с образованием второго гидравлического удара. Описанные циклы работы устройства повторяются до тех пор, пока упругий эластичный резиновый шарик 17 не будет продавлен через последнее посадочное седло 9 набора цилиндров 8 с посадочными седлами 9. После прохождения всех посадочных седел 9 набора цилиндров 8 упругий эластичный резиновый шарик 17 опускается в зумпф 6 под действием силы тяжести. Через лубрикатор 16 в колонну насосно-компрессорных труб 7 вводят следующий упругий эластичный резиновый шарик 17 и процесс его прохождения через посадочные седла 9 набора цилиндров 8 с посадочными седлами 9 повторяется, осуществляя непрерывное воздействие на продуктивный пласт 2. A cement bridge 3 is installed in the well 1, above the top of the producing formation 2. Using the milling cutter, the lower part of the production casing 4 with the cement bridge 3 is separated from the upper part of the production casing 5 to form a slurry 6. The tubing string is lowered into the upper part of the production casing 5 pipes 7, having previously placed in the lower part of the tubing string 7 a set of cylinders 8 with seat seats 9. Wellhead reinforcement 1 is equipped with a lubricator 16. On the surface are pumping unit 10, the injection line 11 of which is connected to the tubing string 7 of the well 1. The receiving line 12 of the pump assembly 10 is connected to the reservoir 13. The annular space 14 of the well 1 is connected to the reservoir 13 by means of the pipe 15. Fill the well 1, the pump assembly 10 , the discharge line 11 of the pumping unit 10, the receiving line 12 of the pumping unit 10 and the tank 13 with liquid. The liquid level in the tank 13 should exceed the level of all hydraulic systems of the device located on the day surface. Through the lubricator 16, into the tubing string 7, an elastic elastic rubber ball 17 is placed. Under the action of gravity, the elastic elastic rubber ball 17 is lowered onto the seat seat 9 of the upper cylinder of the cylinder set 8. Turn on the pump unit 10 and increase the pressure inside the tubing string compressor pipes 7 to a value, upon reaching which the elastic elastic rubber ball 17 is pressed through the upper landing seat 9 of a set of cylinders 8 with landing seats 9. At the time of passage of the elastic elastic p rubber ball 17 through the upper saddle 9 of a set of cylinders 8 with landing seats 9, pressure is released from the tubing string 7 to the lower part of the production string 4 of the well 1 with the formation of a hydraulic shock, which is transmitted through the rock mass to the reservoir 2, causing last elastic vibrations. After depressurization in the tubing string 7, the elastic elastic rubber ball 17, pressed by the pump assembly 10 into the second cylinder of the cylinder set 8 with landing seats 9, is located under the action of gravity in the second landing seat 9 of the cylinder set 8 with landing seats 9. Continuously the working pump unit 10 again raises the pressure in the tubing string 7, forcing the elastic elastic rubber ball 17 through the second seat seat 9 of the set of cylinders 8 with seat seats 9 s image The second water hammer. The described operation cycles of the device are repeated until the elastic elastic rubber ball 17 is pressed through the last landing seat 9 of the cylinder set 8 with the seat seats 9. After passing all the landing seats 9 of the cylinder set 8, the elastic rubber ball 17 is lowered into the sump 6 under gravity. The following elastic elastic rubber ball 17 is introduced through the lubricator 16 into the tubing string 7 and the process of its passage through the landing seats 9 of the set of cylinders 8 with the seating seats 9 is repeated, continuously acting on the reservoir 2.
Пример конкретного выполнения. An example of a specific implementation.
Проводят воздействие на продуктивный пласт 2, на котором расположена сетка скважин, расстояния между которыми равно 300 метров. На выделенном участке выбирают скважину 1 и устанавливают в ней цементный мост 3 на расстоянии 150 метров над кровлей продуктивного пласта 2. При помощи фрезы отделяют нижнюю часть эксплуатационной колонны 4 с цементным мостом 3 от верхней части эксплуатационной колонны 5 с образованием зумпфа 6, длина которого составляет 30 метров. Спускают в верхнюю часть эксплуатационной колонны 5 колонну насосно-компрессорных труб 7 диаметром 2,5'', с расположенным в ее нижней части набором цилиндров 8 с посадочными седлами 9, проходной диаметр которых равен 36 мм. Высота одного цилиндра 8 с посадочным седлом 9 составляет 300 мм. Количество цилиндров 8 с посадочными седлами 9, расположенных в нижней части насосно-компрессорных труб 7 составляет 100 единиц. К колонне насосно-компрессорных труб 7 подводят нагнетательную линию 11 плунжерного насосного агрегата 10, способного развивать давление до 500 атм. Приемную линию 12 плунжерного насосного агрегата 10 соединяют с нижней частью емкости 13. Затрубное пространство 14 скважины 1 соединяют с нижней частью емкости 13. Заливают скважину 1 и все наземные системы устройства соленой жидкостью, пока ее уровень не превысит уровень всех наземных систем устройства. Через лубрикатор 16 в колонну насосно-компрессорных труб 7 вводят цельнолитой резиновый шарик 17 диаметром 40 мм, который под действием силы тяжести ложится на верхнее посадочное седло 9 набора цилиндров 8 с посадочными седлами 9. Включают плунжерный насосный агрегат 10 и поднимают давление внутри колонны насосно-компрессорных труб 7 до 200 атм, при котором резиновый шарик 17 продавливается сквозь посадочное седло 9 с образованием гидравлического удара. Режим работы плунжерного насосного агрегата 10 подбирается таким образом, чтобы давление в колонне насосно-компрессорных труб 7 равное 200 атмосферам поднималось за период времени, равный пяти минутам. Время прохождения одного резинового шарика 17 через все посадочные седла 9 составляет 8 часов 20 минут. В течение этого времени по продуктивному пласту 2 наносится 100 гидравлических ударов. По истечении этого периода времени в колонну насосно-компрессорных труб 7 вводят следующий резиновый шар 17 и т. д. They conduct an impact on the productive formation 2, on which a grid of wells is located, the distances between which are 300 meters. In the selected area, well 1 is selected and a cement bridge 3 is installed in it at a distance of 150 meters above the top of the producing formation 2. Using the cutter, the lower part of production casing 4 with cement bridge 3 is separated from the upper part of production casing 5 with the formation of sump 6, the length of which is 30 meters The tubing string 7 with a diameter of 2.5 '' is lowered into the upper part of the production casing 5, with a set of cylinders 8 with landing seats 9 located in its lower part and having a passage diameter of 36 mm. The height of one cylinder 8 with a landing seat 9 is 300 mm. The number of cylinders 8 with landing seats 9 located in the lower part of the tubing 7 is 100 units. A discharge line 11 of the plunger pump unit 10, capable of developing a pressure of up to 500 atm, is brought to the column of tubing 7. The receiving line 12 of the plunger pumping unit 10 is connected to the lower part of the tank 13. The annular space 14 of the well 1 is connected to the lower part of the tank 13. Fill the well 1 and all surface systems of the device with salt liquid until its level exceeds the level of all ground systems of the device. Through a lubricator 16, a molded rubber ball 17 with a diameter of 40 mm is introduced into the tubing string 7, which, under the action of gravity, rests on the upper seat seat 9 of the set of cylinders 8 with seat seats 9. The plunger pump unit 10 is turned on and the pressure inside the pump string is raised compressor pipes 7 to 200 atm, in which the rubber ball 17 is pressed through the seat saddle 9 with the formation of a water hammer. The operating mode of the plunger pump unit 10 is selected so that the pressure in the tubing string 7 equal to 200 atmospheres rises over a period of five minutes. The transit time of one rubber ball 17 through all the seat saddles 9 is 8 hours 20 minutes. During this time, 100 hydraulic impacts are applied to reservoir 2. After this period of time, the next rubber ball 17 is introduced into the tubing string 7, and so on.
Применение предложенного технического решения позволяет повысить эффективность воздействия на продуктивный пласт за счет увеличения мощности упругих колебаний в продуктивном пласте, снизить обводненность добываемой продукции, увеличить нефте- и газоконденсатоотдачу продуктивных пластов, а также создать простое устройство для генерирования гидродинамических ударов по продуктивному пласту, которое позволит реализовать на практике предлагаемое техническое решение. The application of the proposed technical solution allows to increase the effectiveness of the impact on the reservoir by increasing the power of elastic vibrations in the reservoir, to reduce the water cut of the produced products, to increase the oil and gas condensate recovery of the reservoirs, as well as to create a simple device for generating hydrodynamic impacts on the reservoir, which will allow in practice, the proposed technical solution.
Источники информации:
1. Патент РФ N 2001254, кл. E 21 B 43/25, опубл. 1993 г.Sources of information:
1. RF patent N 2001254, cl. E 21 B 43/25, publ. 1993 year
2. Патент РФ N 1710709, кл. E 21 B 43/25, опубл. 1992 г. 2. RF patent N 1710709, cl. E 21 B 43/25, publ. 1992
3. Патент РФ N 2075596, кл. E 21 B 43/25, опубл. 1997 - прототип. 3. RF patent N 2075596, cl. E 21 B 43/25, publ. 1997 - prototype.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99118684A RU2151283C1 (en) | 1999-08-27 | 1999-08-27 | Method of producing formation stimulation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99118684A RU2151283C1 (en) | 1999-08-27 | 1999-08-27 | Method of producing formation stimulation |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2151283C1 true RU2151283C1 (en) | 2000-06-20 |
Family
ID=20224435
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU99118684A RU2151283C1 (en) | 1999-08-27 | 1999-08-27 | Method of producing formation stimulation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2151283C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104236439A (en) * | 2014-09-29 | 2014-12-24 | 煤炭科学技术研究院有限公司 | Roof abscission layer monitoring device and method |
-
1999
- 1999-08-27 RU RU99118684A patent/RU2151283C1/en active
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104236439A (en) * | 2014-09-29 | 2014-12-24 | 煤炭科学技术研究院有限公司 | Roof abscission layer monitoring device and method |
| CN104236439B (en) * | 2014-09-29 | 2017-04-05 | 煤炭科学技术研究院有限公司 | Roof abscission layer monitoring device and method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2075596C1 (en) | Method and device for subjecting deposit to shock wave | |
| AU2012357746B2 (en) | Method and system for impact pressure generation | |
| US5836389A (en) | Apparatus and method for increasing production rates of immovable and unswept oil through the use of weak elastic waves | |
| US7644759B2 (en) | Enhancement of flow rates through porous media | |
| US9995126B1 (en) | Low-frequency pulsing sonic and hydraulic mining system | |
| RU2667240C1 (en) | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well | |
| US4613003A (en) | Apparatus for excavating bore holes in rock | |
| US5484018A (en) | Method for accessing bypassed production zones | |
| RU2151283C1 (en) | Method of producing formation stimulation | |
| RU2792459C1 (en) | Emitter for creating a wave agitation on highly heavily oil fields | |
| RU2171354C1 (en) | Method of wave stimulation of producing formation and device for method embodiment | |
| RU2296215C1 (en) | Method for well bottom zone treatment | |
| RU2190762C2 (en) | Process of treatment of critical area of formation | |
| RU2134778C1 (en) | Method and device for wave treatment of oil deposit | |
| CN105064941B (en) | Quick continuous window sidetracking device | |
| RU2770831C1 (en) | Method for eliminating freezing and control wells when installing mine shafts using hydrojet technology and a system for its implementation | |
| RU2106470C1 (en) | Method for liquidating jamming of pipe strings in well | |
| RU15584U1 (en) | DEVICE FOR PROCESSING BOTH ZONE OF PRODUCTIVE FORM | |
| RU2105143C1 (en) | Method and device for treating deposit by elastic vibrations | |
| RU2707825C1 (en) | Coal bed degassing intensification method | |
| SU956766A1 (en) | Device for hydraulic break of a seam | |
| RU2125160C1 (en) | Method for bore-hole hydraulic mining of solid minerals | |
| Sajjad et al. | Design improvement and manufacturing of water down the hole hammer for bore drilling | |
| EA013235B1 (en) | Method of extraction of heavy high-viscous oils, bitumens and other caustobiolits | |
| RU125254U1 (en) | THE DEVICE OF THE BOTTOM WELL HYDROUSHINE OF SOLID USEFUL MINERALS |