RU2184221C1 - Method of complex action on face zone of well - Google Patents
Method of complex action on face zone of well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2184221C1 RU2184221C1 RU2001119583/03A RU2001119583A RU2184221C1 RU 2184221 C1 RU2184221 C1 RU 2184221C1 RU 2001119583/03 A RU2001119583/03 A RU 2001119583/03A RU 2001119583 A RU2001119583 A RU 2001119583A RU 2184221 C1 RU2184221 C1 RU 2184221C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- solvent
- well
- concentration
- zone
- face zone
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны скважины. The invention relates to the oil industry and can be used in the treatment of the bottomhole zone of the well.
Известен способ комплексной обработки призабойной зоны пласта скважины (ПЗП), включающий заполнение скважины, расположенной на участке залежи с пониженным пластовым давлением, растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), промывку и заполнение эксплуатационной колонны и колонны насосно-компрессорных труб до глубины спуска насоса растворителем, продавку скважинной жидкости растворителем в призабойную зону до заполнения скважины растворителем, спуск нагревателя в интервал перфорации и прогрев растворителя в интервале перфорации до температуры 80-90oС, извлечение нагревателя из скважины, продавку нагретого растворителя нефтью в призабойную зону в объеме 1,5-2,5 м3/м интервала перфорации, проведение технологической выдержки при закрытой скважине в течение 12-24 ч и запуск скважины в эксплуатацию. В качестве растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений используют растворитель, состоящий из 3-6%-ного раствора в органическом растворителе смеси тяжелой пирозольной смолы и дипроксамина в соотношении (9-11):1(1).There is a method of complex processing of the bottom-hole zone of a wellbore (BHP), which includes filling a well located in a section of a reservoir with a reduced reservoir pressure with a solvent of asphalt-resin-paraffin deposits (ASPO), flushing and filling the production string and tubing string to the depth of the pump lowering with a solvent, selling the borehole fluid with a solvent in the bottomhole zone until the borehole is filled with solvent, the heater is lowered into the perforation interval and the solvent is heated in the perforated interval foration to a temperature of 80-90 o C, removing the heater from the well, pumping the heated solvent with oil into the bottomhole zone in the amount of 1.5-2.5 m 3 / m of the perforation interval, holding technological shutter for 12-24 hours with a closed well and well commissioning. As a solvent for asphalt-resin-paraffin deposits, a solvent is used consisting of a 3-6% solution in an organic solvent of a mixture of heavy pyrozole resin and diproxamine in the ratio (9-11): 1 (1).
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ комплексного воздействия на призабойную зону скважины, включающий заполнение скважины, расположенной на участке залежи с пониженным пластовым давлением, растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений, промывку и заполнение эксплуатационной колонны насосно-компрессорных труб до глубины спуска насоса растворителем, продавку скважиной жидкости растворителем в призабойную зону до заполнения растворителем, спуск нагревателя в интервал перфорации и прогрев растворителя в интервале перфорации до температуры 80-90oС, извлечение нагревателя из скважины, продавку нагревателя растворителя нефтью в призабойную зону в объеме 1,5-2,5 м3/м интервала перфорации, проведение технологической выдержки при закрытой скважине в течение 12-24 ч и запуск скважины в эксплуатацию, при этом в качестве растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений используют 4-6%-ный раствор в нефти смеси бензиновой фракции с содержанием предельных углеводородов С6-C8 не менее 50% и продукта органического синтеза на основе ароматических углеводородов при их соотношении по массе 25-75:25-75, а технологическую выдержку при закрытой скважине в течение 12-24 ч проводят при начально установленном давлении на устье скважины 2,5-3,5 МПа [2].Closest to the invention in technical essence is a method of complex impact on the bottom-hole zone of a well, including filling a well located in a section of a reservoir with low formation pressure, a solvent of asphalt-resin-paraffin deposits, flushing and filling a production string of tubing to a depth of the pump lowering with a solvent, selling a well liquid solvent in the bottomhole zone until filled with solvent, lowering the heater in the perforation interval and warming up Oritel at the perforations to a temperature of 80-90 o C, extracting the heater from the well, the oil solvent prodavku heater in the bottom zone in a volume of 1.5-2.5 m 3 / m perforation interval holding at shut-technology exposure for 12- 24 hours and putting the well into operation, while a solvent of asphalt-resin-paraffin deposits is used a 4-6% solution in oil of a mixture of gasoline fraction with a content of saturated hydrocarbons С 6 -C 8 of at least 50% and an organic synthesis product based on aromatic hydrocarbons with their weight ratio of 25-75: 25-75, and technological exposure with a closed well for 12-24 hours is carried out at an initially established pressure at the wellhead of 2.5-3.5 MPa [2].
Общим недостатком известных технических решений является их низкая эффективность при обработке сильно закольматированных призабойных зон скважин, т. к. предлагаемые составы растворителя низко эффективны в карбонатных коллекторах. A common drawback of the known technical solutions is their low efficiency in the processing of highly stained wellbore zones, since the proposed solvent compositions are low effective in carbonate reservoirs.
В изобретении решается задача повышения эффективности обработки призабойной зоны скважины, увеличение продуктивности скважины. The invention solves the problem of increasing the efficiency of processing the bottom-hole zone of the well, increasing the productivity of the well.
Указанная задача решается тем, что в способе комплексного воздействия на призабойную зону скважины, включающем извлечение из скважины глубинно-насосного оборудования, спуск в скважину до забоя насосно-компрессорных труб, заполнение скважины растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений, продавку растворителя продавочной жидкостью в призабойную зону пласта, спуск нагревателя, прогрев растворителя в интервале перфорации, извлечение нагревателя и запуск скважины в эксплуатацию, согласно изобретению в качестве растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений используют водный раствор 10% концентрации бисульфата натрия, 10% концентрации карбамида натрия и 0,5% концентрации сульфанола в объеме 1 м3 на 1 метр эффективной мощности пласта, а прогрев растворителя проводят после его продавки в призабойную зону пласта, при этом перед продавкой растворителя герметизируют межтрубное пространство.This problem is solved by the fact that in the method of complex impact on the bottom-hole zone of the well, including removing the downhole pumping equipment from the well, descent into the well until the bottom of the tubing, filling the well with a solvent of asphalt-resin-paraffin deposits, pumping the solvent with a squeezing fluid into the bottom-hole zone of the formation, running heater, heating the solvent in the perforation interval, removing the heater and putting the well into operation according to the invention as an asphalt solvent Fat osmoloparafinovyh an aqueous solution of 10% concentration sodium bisulfite, 10% sodium urea concentration and 0.5% concentration sulfanol in a volume of 1 m 3 per 1 meter of the effective capacity of the reservoir, and heating is carried out after the solvent in prodavki bottomhole formation zone, the front selling solvent seal the annulus.
Применение составов на основе бисульфата модифицированного карбамидом, позволяет поэтапно воздействовать на призабойную зону пласта. Непосредственно сразу после закачки в пласт бисульфат начинает взаимодействовать с породой с выделением газа, способствуя увеличению проницаемости. The use of compounds based on carbamide-modified bisulfate allows for a phased effect on the bottomhole formation zone. Immediately after injection into the formation, bisulfate begins to interact with the rock with gas evolution, contributing to an increase in permeability.
Составы на основе бисульфата имеют низкую кислотность среды; рН находится в интервале 1-3 для бисульфата 10% концентрации. Bisulfate-based formulations have a low acidity; The pH is in the range of 1-3 for bisulfate 10% concentration.
Воздействие бисульфата на пласт происходит мягко, нет бурного реагирования, выделения газа при реакции растворения идет умеренно. Использование бисульфатных составов в интервале рН-среды 1-3 позволяет избежать выпадение вторичных осадков, которые образуются при рН-среды выше четырех. The effect of bisulfate on the formation is mild, there is no violent reaction, gas evolution during the dissolution reaction is moderate. The use of bisulfate compositions in the range of pH 1-3 allows to avoid the precipitation of secondary precipitation, which is formed at a pH of above four.
Предлагаемые составы растворителя были подвергнуты лабораторным испытаниям. The proposed solvent compositions were subjected to laboratory tests.
Эффект нефтевытеснения предлагаемых составов растворителя был оценен с использованием упрощенной методики, разработанной на базе стандартной методики (СТП 0148070-012-91) "Методика проведения лабораторных исследований по вытеснению нефти химреагентами", СибНИИНП, Тюмень, 1991 г. The effect of oil displacement of the proposed solvent compositions was evaluated using a simplified technique developed on the basis of the standard methodology (STP 0148070-012-91) "Methodology for laboratory studies of oil displacement by chemicals", SibNIINP, Tyumen, 1991
В соответствии с упрощенной методикой эксперименты по вытеснению нефти проводятся без создания пластового давления и высоких проницаемостях моделей пласта, что позволяет сократить время эксперимента. Получаемые в таких условиях приросты коэффициентов вытеснения нефти позволяют достаточно эффективно оценить нефтевытесняющие свойства испытываемых составов растворителя. In accordance with the simplified methodology, oil displacement experiments are carried out without creating reservoir pressure and high permeability reservoir models, which reduces the experiment time. The increases in oil displacement coefficients obtained under such conditions make it possible to fairly efficiently evaluate the oil displacing properties of the tested solvent compositions.
Оценку нефтевытесняющих свойств составов проводили на модели неоднородного пласта. После замещения нефти водой в модель закачивали состав, термостатировали в течение 24 часов при температуре 90oС. После этого через модель фильтровали воду, фиксируя дополнительно выделяющуюся нефть, а также замеряли скорость фильтрации жидкости до полной стабилизации процесса, т.е. до прекращения выделения нефти, установлению постоянной скорости фильтрации жидкости.The oil-displacing properties of the compositions were evaluated on the model of a heterogeneous formation. After oil was replaced with water, the composition was pumped into the model, thermostated for 24 hours at a temperature of 90 o C. After that, water was filtered through the model, fixing additional oil that was released, and the rate of liquid filtration was measured until the process was completely stabilized, i.e. until the cessation of oil production, the establishment of a constant rate of fluid filtration.
По результатам лабораторных испытаний составов, приведенных в табл. 1 видно, что с повышением концентрации бисульфата в растворе нефтевытесняющие свойства составов увеличиваются, скорости фильтрации жидкости по высокопроницаемому и низкопроницаемому пропласткам увеличиваются. По результатам лабораторных испытаний видно, что лучшими нефтевытесняющими свойствами обладает состав с 10%-ным содержанием бисульфата натрия, 10%-ным содержанием карбамида натрия, 0,5% сульфанола. Повышение концентрации бисульфата натрия и карбамида натрия более чем на 10% не экономично, так как ведет к незначительному повышению нефтевытесняющих свойств. According to the results of laboratory tests of the compositions shown in table. It can be seen from Table 1 that with an increase in the concentration of bisulfate in the solution, the oil-displacing properties of the compositions increase, and the rate of fluid filtration through high-permeability and low-permeability interlayers increases. According to the results of laboratory tests, it is clear that the composition with 10% sodium bisulfate, 10% sodium carbamide, 0.5% sulfanol has the best oil-displacing properties. Increasing the concentration of sodium bisulfate and sodium urea by more than 10% is not economical, as it leads to a slight increase in oil-displacing properties.
Влияние процессов термодеструкции при повышенных температурах воздействия на составы растворителя в течение длительного времени было изучено но следующей методике. The effect of thermal degradation processes at elevated exposure temperatures on solvent compositions has been studied for a long time using the following procedure.
Составы разделили на две группы в зависимости от концентрации бисульфата: первая группа 1-5% бисульфата; вторая - 5 -10% бисульфата. The compositions were divided into two groups depending on the concentration of bisulfate: the first group of 1-5% bisulfate; the second is 5-10% bisulfate.
Содержание бисульфата существенно влияет на рН-среды состава. Составы готовили на воде разной минерализации и термостатировали в течение 24 часов, периодически контролируя рН-среды составов. Было отмечено, что состав способен сохранить свои реакционные свойства в течение 24 часов в интервале температур 80o-120oС. Результаты испытаний приведены в табл. 2.The bisulfate content significantly affects the pH of the composition. The compositions were prepared on water of different salinity and thermostated for 24 hours, periodically monitoring the pH of the compositions. It was noted that the composition is able to maintain its reaction properties for 24 hours in the temperature range 80 o -120 o C. The test results are shown in table. 2.
На основании результатов, помещенных в табл. 2, можно заключить, что:
а) составы термодеструкции в течение 24 часов не подвергаются. Высокая температура положительно влияет на сохранение реакционной способности составов, что можно отметить но стабильному состоянию рН-среды.Based on the results placed in table. 2, we can conclude that:
a) the compositions of thermal degradation within 24 hours are not exposed. High temperature positively affects the preservation of the reactivity of the compositions, which can be noted but the stable state of the pH environment.
б) минерализация в небольших концентрациях отрицательного воздействия на стабильность составов не оказывает. b) mineralization in small concentrations does not adversely affect the stability of the compositions.
Использование бисульфатных составов в интервале pH-среды позволяет избежать выпадения вторичных осадков, которые образуются при рН-среды выше четырех. The use of bisulfate compositions in the range of the pH environment allows to avoid the precipitation of secondary precipitation, which is formed when the pH of the environment above four.
Влияние температуры на процесс взаимодействия состава растворителя с призабойной зоной пласта проводилось путем прогревания составов с последующим термостатированием составов при t в пределах 80-100oС. Было замечено, что такое прогревание ускоряет реакцию взаимодействия состава с породой пласта, растворение глины, АСПО. После термостатирования зоны воздействия в растворе образуются ионы аммония, которые взаимодействуют с кристаллической решеткой глинистых частиц, а ионы водорода, образующиеся при диссоциации кислоты, получающиеся в результате гидролиза бисульфата, окончательно разрушают структуру глины.The influence of temperature on the process of interaction of the solvent composition with the bottomhole formation zone was carried out by heating the compositions with subsequent thermostating of the compositions at t in the range of 80-100 o C. It was noted that such heating accelerates the reaction of the composition with the formation rock, clay dissolution, and paraffin deposits. After temperature control of the exposure zone, ammonium ions are formed in the solution, which interact with the crystal lattice of clay particles, and hydrogen ions formed during acid dissociation resulting from hydrolysis of bisulfate finally destroy the clay structure.
Карбамид, относящийся к классу амидов, при нагреве выше 80oС с раствором кислоты (гидролизной) расщепляется с образованием угольной кислоты и аммиака.Urea, belonging to the class of amides, when heated above 80 o With a solution of acid (hydrolysis) is split with the formation of carbonic acid and ammonia.
При нагреве в течение длительного времени происходит разложение карбамида (или мочевины) с выделением аммиака (или иона аммония в воде NH4 +), углекислого газа СО2 и воды.
When heated for a long time, urea (or urea) decomposes with the release of ammonia (or ammonium ion in water NH 4 + ), carbon dioxide CO 2 and water.
Растворимость керна в составах растворителя определяли путем обработки навески кернового материала в течение 24 часов при разных температурах. Брали навески дезинтегрированного керна разных месторождений, приводили в контакт с испытываемым составом и термостатировали в герметичной емкости в течение 24 часов при заданной температуре. После обработки навески кернов высушивали определяли падение массы в процентах. Было установлено, что реакция образования ионов аммония NH4 + идет с различной скоростью, в зависимости от температур 80-120oС. Начало реакции устанавливали с помощью улавливания выделяющихся газов с последующим его замером.The solubility of core in solvent compositions was determined by processing a sample of core material for 24 hours at different temperatures. Weighed samples of the disintegrated core of different deposits, brought into contact with the test composition and thermostated in a sealed container for 24 hours at a given temperature. After processing, the core sample was dried, and the percentage drop in mass was determined. It was found that the reaction of the formation of ammonium ions NH 4 + proceeds at different rates, depending on temperatures of 80-120 o C. The beginning of the reaction was established by trapping the released gases with subsequent measurement.
Было отмечено, что при контактировании кернового материала с составом начало реакции образования ионов аммония NH4 + было следующим:
при 80oС - через 4 часа
при 90oС - через 3 часа
при 100oС - через 2,5 часа
при 110oС - через 2 часа
при 120oС - через 1,5 часа
Для установления окончания реакции дублирующие пробы образцов кернов отделяли от составов, высушивали, определяли падение массы навески. Опытным путем было установлено, что время окончания реакции колеблется от 24 часов до 18 в зависимости от температуры прогревания зоны воздействия составами.It was noted that upon contacting the core material with the composition, the onset of the formation of ammonium ions NH 4 + was as follows:
at 80 o C - after 4 hours
at 90 o C - after 3 hours
at 100 o C - after 2.5 hours
at 110 o C - after 2 hours
at 120 o C - after 1.5 hours
To establish the end of the reaction, duplicate samples of core samples were separated from the compositions, dried, and the weight loss of the sample was determined. It was experimentally established that the reaction end time ranges from 24 hours to 18, depending on the temperature of the heating of the exposure zone by the compounds.
Результаты исследований помещены в табл. 3. The research results are placed in table. 3.
Введение в состав растворителя добавки ПАВ позволяет снизить межфазное натяжение на границе нефть - порода - вода. В качестве амонного ПАВ используют сульфанол. Включение сульфанола в состав дает высокий эффект. Обработка ПЗП составами, содержащими сульфанол позволяет сохранить его поверхностно-активные свойства в течение длительного времени благодаря природе ПАВ. В силу своей природы сульфанол термостоек; он сохраняет свои свойства в диапазоне температур 80-120oС, в отличие ог неионогенных поверхностно-активных веществ, которые деструктурируют при температуре выше 78oС. Сульфанол представляет собой ПAB с активным ионом сульфогруппы и способен в пластовых условиях взаимодействовать с солями щелочноземельных металлов, снижая свою активность. Присутствующие в составе ионы аммония имеют слабощелочные свойства и выступают также и в роли "жертвенного" агента, предупреждающего преждевременное реагирование сульфанола с солями жесткости, содержащими ионы Са2+. Для испытания устойчивости составов были приготовлены составы на водах различной минерализации. Результаты этих испытаний помещены в табл. 4. Как видно из таблицы приготовленные таким образом составы на модели минерализованной воды устойчивы, стабильны, как и составы на пресной воде, не дают мутных осадков, которые обычно сульфанол дает в жестких водах.The introduction of a surfactant additive in the solvent allows one to reduce the interfacial tension at the oil - rock - water interface. Sulfanol is used as an ammonic surfactant. The inclusion of sulfanol in the composition gives a high effect. Processing of PPP with compositions containing sulfanol allows preserving its surface-active properties for a long time due to the nature of surfactants. Due to its nature, sulfanol is heat resistant; it retains its properties in the temperature range of 80-120 o С, in contrast to non-ionic surfactants, which are destructed at temperatures above 78 o С. Sulfanol is a PAB with an active sulfo group ion and is capable of interacting with alkaline earth metal salts in reservoir conditions, reducing your activity. Ammonium ions present in the composition have slightly alkaline properties and also act as a “sacrificial” agent preventing the premature reaction of sulfanol with hardness salts containing Ca 2+ ions . To test the stability of the compounds were prepared compounds on the waters of various salinity. The results of these tests are placed in table. 4. As can be seen from the table, the compositions thus prepared on the model of mineralized water are stable, stable, as well as the compositions on fresh water, do not give cloudy precipitations, which sulfanol usually gives in hard waters.
Пример осуществления способа. An example implementation of the method.
Выполняют обработку призабойной зоны нефтедобывающей скважины оборудованной глубинным насосом. Скважину останавливают без глушения. Поднимают из скважины глубиннонасосное оборудование и спускают в скважину до продуктивного пласта насосно-компрессорные трубы с пакером. Устанавливают пакер в межтрубном пространстве над зоной перфорации. Закачивают в скважину предлагаемый состав растворителя АСПО в объеме 1 м3 на 1 метр эффективной мощности пласта. Продавливают растворитель в пласт таким количеством продавочной жидкости, чтобы по окончании продавки в насосно-компрессорных трубах остался 1 м3 предлагаемого растворителя. Спускают в НKT на кабеле в призабойную зону пласта нагреватель. В качестве нагревателя используют нагревательные приборы ПСНЭ, которые отличаются простотой обслуживания и малой энергоемкостью. Прогревают призабойную зону пласта в течение 6-8 часов при температуре 120oС после чего извлекают нагреватель, снимают пакер и поднимают насосно-компрессорные трубы. Проводят свабирование скважины и запускают ее в работу.The bottom-hole zone of an oil well equipped with a deep pump is processed. The well is stopped without jamming. The pumping equipment is lifted from the well and the tubing with a packer is lowered into the well to the reservoir. Install the packer in the annulus above the perforation zone. The proposed composition of the AFS solvent is pumped into the well in a volume of 1 m 3 per 1 meter of effective reservoir power. The solvent is pushed into the formation in such a quantity of squeezing liquid that, at the end of the squeezing, 1 m 3 of the proposed solvent remains in the tubing. A heater is lowered into the NKT on a cable into the bottomhole formation zone. As a heater, PSNE heating devices are used, which are distinguished by ease of maintenance and low energy consumption. The bottom-hole zone of the formation is heated for 6-8 hours at a temperature of 120 o C, after which the heater is removed, the packer is removed and the tubing is lifted. Swabbing the well and launching it into operation.
В результате применения способа в скважине 2248 куста 442 Нивагальского месторождения Западной Сибири удалось существенно увеличить продуктивность скважины. As a result of the application of the method in well 2248 of the well 442 of the Nivagal field of Western Siberia, it was possible to significantly increase the productivity of the well.
Используемые источники
1. Патент РФ 2146003, кл. E 21 В 43/25, опуб. 27.02.2000 г.Sources used
1. RF patent 2146003, cl. E 21 B 43/25, publ. 02/27/2000
2. Патент РФ 2160359, кл. E 21 В 43/25, опуб. 10.12.2000 г. 2. RF patent 2160359, cl. E 21 B 43/25, publ. 12/10/2000
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001119583/03A RU2184221C1 (en) | 2001-07-16 | 2001-07-16 | Method of complex action on face zone of well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001119583/03A RU2184221C1 (en) | 2001-07-16 | 2001-07-16 | Method of complex action on face zone of well |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2184221C1 true RU2184221C1 (en) | 2002-06-27 |
Family
ID=20251696
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2001119583/03A RU2184221C1 (en) | 2001-07-16 | 2001-07-16 | Method of complex action on face zone of well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2184221C1 (en) |
Cited By (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2535765C1 (en) * | 2013-10-29 | 2014-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Treatment method of bottomhole zone |
| US9896917B2 (en) | 2013-08-02 | 2018-02-20 | Olga Nikolaevna Sizonenko | Oil production intensification device and method |
| US10577767B2 (en) | 2018-02-20 | 2020-03-03 | Petram Technologies, Inc. | In-situ piling and anchor shaping using plasma blasting |
| US10767479B2 (en) | 2018-04-03 | 2020-09-08 | Petram Technologies, Inc. | Method and apparatus for removing pavement structures using plasma blasting |
| US10844702B2 (en) | 2018-03-20 | 2020-11-24 | Petram Technologies, Inc. | Precision utility mapping and excavating using plasma blasting |
| USD904305S1 (en) | 2019-02-25 | 2020-12-08 | Petram Technologies, Inc. | Electrode cage for a plasma blasting probe |
| US10866076B2 (en) | 2018-02-20 | 2020-12-15 | Petram Technologies, Inc. | Apparatus for plasma blasting |
| US11203400B1 (en) | 2021-06-17 | 2021-12-21 | General Technologies Corp. | Support system having shaped pile-anchor foundations and a method of forming same |
| US11268796B2 (en) | 2018-02-20 | 2022-03-08 | Petram Technologies, Inc | Apparatus for plasma blasting |
| US11293735B2 (en) | 2018-12-17 | 2022-04-05 | Petram Technologies, Inc | Multi-firing swivel head probe for electro-hydraulic fracturing in down hole fracking applications |
-
2001
- 2001-07-16 RU RU2001119583/03A patent/RU2184221C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Руководство по применению реагентных методов восстановления производительности скважин. - М.: ВНИИ "ВОДГЕО", 1977, с.9-21. * |
Cited By (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US9896917B2 (en) | 2013-08-02 | 2018-02-20 | Olga Nikolaevna Sizonenko | Oil production intensification device and method |
| RU2535765C1 (en) * | 2013-10-29 | 2014-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Treatment method of bottomhole zone |
| US10577767B2 (en) | 2018-02-20 | 2020-03-03 | Petram Technologies, Inc. | In-situ piling and anchor shaping using plasma blasting |
| US10760239B2 (en) | 2018-02-20 | 2020-09-01 | Petram Technologies, Inc. | In-situ piling and anchor shaping using plasma blasting |
| US10866076B2 (en) | 2018-02-20 | 2020-12-15 | Petram Technologies, Inc. | Apparatus for plasma blasting |
| US11268796B2 (en) | 2018-02-20 | 2022-03-08 | Petram Technologies, Inc | Apparatus for plasma blasting |
| US10844702B2 (en) | 2018-03-20 | 2020-11-24 | Petram Technologies, Inc. | Precision utility mapping and excavating using plasma blasting |
| US10767479B2 (en) | 2018-04-03 | 2020-09-08 | Petram Technologies, Inc. | Method and apparatus for removing pavement structures using plasma blasting |
| US11293735B2 (en) | 2018-12-17 | 2022-04-05 | Petram Technologies, Inc | Multi-firing swivel head probe for electro-hydraulic fracturing in down hole fracking applications |
| USD904305S1 (en) | 2019-02-25 | 2020-12-08 | Petram Technologies, Inc. | Electrode cage for a plasma blasting probe |
| US11203400B1 (en) | 2021-06-17 | 2021-12-21 | General Technologies Corp. | Support system having shaped pile-anchor foundations and a method of forming same |
| US11427288B1 (en) | 2021-06-17 | 2022-08-30 | General Technologies Corp. | Support system having shaped pile-anchor foundations and a method of forming same |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7770647B2 (en) | Hydraulic fracturing of subterranean formations | |
| CA2094088C (en) | Gas well treatment compositions and methods | |
| CN103975039B (en) | Artificial optimal drill site is formed in tight formation by the nanometer reactant for injecting encapsulating | |
| EA004514B1 (en) | Well treatment composition and method of hydraulically fracturing a coal bed | |
| US8469099B2 (en) | Hydraulic fracturing of subterranean formations | |
| RU2184221C1 (en) | Method of complex action on face zone of well | |
| RU2478164C1 (en) | Development method of oil deposit located above gas deposit and separated from it with non-permeable interlayer | |
| RU2467163C1 (en) | Method of processing primarily flat horizontal well hole for removal of mud bulk from bottom-hole formation zone | |
| RU2456444C2 (en) | Acid treatment method of bottom-hole oil formation zone | |
| RU2540767C1 (en) | Method for colmatage removal from bottomhole formation zone upon first opening to restore permeability and porosity of header | |
| RU2004116889A (en) | METHOD FOR TREATING A BOREHOLE BOTTOM ZONE | |
| Kristensen et al. | Laboratory evaluation and field tests of a silicate gel system intended for use under North Sea conditions | |
| RU2612693C1 (en) | Method to reduce water inflow in production wells without lifting of downhole pumping equipment | |
| RU2140531C1 (en) | Method of treating bottom zone of oil formation | |
| RU2373388C2 (en) | Method for insulation of bottom water influx in gas wells | |
| RU2272127C1 (en) | Method for mudding formation removing from bottomhole terrigenous formation area | |
| RU2618543C1 (en) | Method for reducing watering of oil extracting wells | |
| RU2162146C1 (en) | Method of mudded formations treatment | |
| RU2469183C2 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2638668C1 (en) | Method of thermofoam-acid treatment of near-well zone of carbonate reservoir | |
| RU2757456C1 (en) | Method for processing the bottom-hole zone of a productive layer saturated with hydrocarbons with residual highly mineralised pore water | |
| US7198106B2 (en) | Method for enhancing gas well secondary recovery operations | |
| RU2203409C1 (en) | Process of treatment of face zone of well | |
| RU2101483C1 (en) | Method for treating down-hole zone of well | |
| RU2144132C1 (en) | Process to keep collector properties of face zone of pool of oil producing well |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20040717 |