RU2215126C2 - Method of recovery and maintenance of well productivity - Google Patents
Method of recovery and maintenance of well productivity Download PDFInfo
- Publication number
- RU2215126C2 RU2215126C2 RU2002113694A RU2002113694A RU2215126C2 RU 2215126 C2 RU2215126 C2 RU 2215126C2 RU 2002113694 A RU2002113694 A RU 2002113694A RU 2002113694 A RU2002113694 A RU 2002113694A RU 2215126 C2 RU2215126 C2 RU 2215126C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- formation
- acoustic
- fluid
- khz
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 16
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 title abstract description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 49
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract description 15
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 claims abstract description 3
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 claims abstract description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 34
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims description 14
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 12
- 230000005855 radiation Effects 0.000 claims description 9
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 claims description 4
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 4
- 238000011161 development Methods 0.000 claims description 3
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 claims description 3
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 3
- 230000008439 repair process Effects 0.000 claims description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 11
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 abstract description 5
- 230000009467 reduction Effects 0.000 abstract description 4
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 abstract description 3
- 230000001351 cycling effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 38
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 15
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 12
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 9
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 8
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 8
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 7
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 7
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 5
- 239000000084 colloidal system Substances 0.000 description 4
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 4
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000009471 action Effects 0.000 description 3
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 3
- 230000003313 weakening effect Effects 0.000 description 3
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 238000007872 degassing Methods 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 238000005411 Van der Waals force Methods 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 239000007799 cork Substances 0.000 description 1
- 238000007654 immersion Methods 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 239000000693 micelle Substances 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000010349 pulsation Effects 0.000 description 1
- 239000012261 resinous substance Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension 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
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)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Description
Изобретение преимущественно относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для восстановления и поддержания продуктивности скважины. The invention mainly relates to the oil and gas industry and can be used to restore and maintain well productivity.
Известен способ воздействия на призабойную зону скважины (патент RU 2109134, Е 21 В 43/25), включающий погружение в скважину акустического устройства, являющегося конструктивным элементом технологического подземного оборудования. There is a method of influencing the bottom-hole zone of a well (patent RU 2109134, Е 21 В 43/25), including immersion in the well of an acoustic device, which is a structural element of technological underground equipment.
Известен способ воздействия для интенсификации добычи нефти (патент RU 2133332, Е 21 В 43/00, Е 21 В 43/25), включающий спуск в скважину насосного оборудования и генератора звуковых колебаний. A known method of exposure to intensify oil production (patent RU 2133332, E 21 B 43/00, E 21 B 43/25), including the descent into the well of pumping equipment and a generator of sound vibrations.
Недостатками способов является отсутствие прямого (непосредственного) воздействия на призабойную зону пласта, снижение проницаемости которой является основополагающей причиной снижения дебита; режим акустического воздействия (давление, частота, время) зависит только от работы насоса и не подлежит намеренной корректировке после установки излучателя. Кроме того, воздействие осуществляется только на жидкость, находящуюся в скважине, причем эффект заключается в дегазации нефти и направлен на снижение ее вязкости. Тем самым наличие эффекта обусловлено высокой начальной вязкостью и напрямую зависит от ее начального значения. The disadvantages of the methods is the lack of direct (direct) impact on the bottomhole formation zone, the decrease in permeability of which is a fundamental reason for the decrease in flow rate; the mode of acoustic impact (pressure, frequency, time) depends only on the operation of the pump and is not subject to deliberate adjustment after installing the emitter. In addition, the effect is carried out only on the fluid in the well, and the effect is the degassing of oil and is aimed at reducing its viscosity. Thus, the presence of the effect is due to the high initial viscosity and directly depends on its initial value.
Известен также принятый заявителем за прототип способ, обеспечивающий восстановление продуктивности скважины путем акустического воздействия на скважину и пласт (патент RU 2143554, Е 21 В 43/25), включающий спуск в скважину генератора звуковых колебаний, осуществляющего акустическое воздействие на перфорированные зоны скважины. The known method adopted by the applicant for the prototype is also known, which ensures the restoration of well productivity by acoustic impact on the well and formation (patent RU 2143554, E 21 B 43/25), which includes the descent of the sound oscillator into the well, which performs acoustic action on the perforated zones of the well.
Недостатком данного способа является то, что воздействие на призабойную (околоскважинную) зону пласта осуществляется для восстановления продуктивности скважины с частичной очисткой коллектора. The disadvantage of this method is that the impact on the bottom-hole (near-bore) zone of the formation is carried out to restore the productivity of the well with partial cleaning of the reservoir.
Если в снижении продуктивности скважины основную роль играет кольматация за счет образования коллоидно-дисперсных систем КДС, то для прокачки такой структуры через поровое пространство требуются градиенты давления, не достижимые в практике нефтедобычи. Акустическое воздействие без наличия градиента давления между скважиной и пластом, когда нет расхода жидкости в околоскважинной зоне, не может в полной мере, особенно в породах с низкими фильтрационно-емкостными свойствами, очистить околоскважинную зону от КДС. Таким образом, в процессе акустического воздействия создаются только условия для очистки коллектора, т.е. непосредственно во время акустического воздействия снижается (полностью или частично) прочность структуры КДС, выраженная наличием предельного напряжения сдвига, ослабляются связи между КДС и породой за счет наличия знакопеременных инерционных сил, возникающих на контакте жидкости и породы, а реализовываются эти условия, т.е. очищается околоскважинная зона, за счет наличия градиента давления между скважиной и пластом. If the main role in reducing the productivity of the well is played by the mudding due to the formation of colloidal dispersed KDS systems, then pumping such a structure through the pore space requires pressure gradients that are not achievable in oil production practice. The acoustic impact without the presence of a pressure gradient between the well and the formation, when there is no fluid flow in the near-wellbore zone, cannot fully, especially in rocks with low filtration-capacitive properties, clear the near-wellbore zone from CDS. Thus, in the process of acoustic exposure, only conditions are created for cleaning the collector, i.e. immediately during the acoustic impact, the strength of the CDS structure, expressed in the presence of the ultimate shear stress, decreases (completely or partially), the bonds between the CDS and the rock are weakened due to the presence of alternating inertial forces arising at the contact of the liquid and rock, and these conditions are realized, i.e. the near-wellbore area is cleaned due to the presence of a pressure gradient between the well and the formation.
Критическим объектом для эффективной работы скважины является ближняя призабойная зона пласта (ПЗП), глубиной от десятков сантиметров до метра от стенки скважины - так называемая область гидродинамического стока. Она характеризуется максимальными скоростями фильтрации флюида. Здесь перепад между пластовым и забойным давлением, создаваемый насосом в скважине, часто оказывается недостаточным для поддержания фильтрации на стабильном уровне в течение длительного времени. Стандартные проблемы, препятствующие фильтрации в области гидродинамического стока в добывающих скважинах на нефтенасыщенных пластах, связаны с возникновением структурированных коллоидно-дисперсных структур в нефти. Микроскопические частицы глин, парафинасфальтенсмолистых веществ, минералов породы коллектора с размером, много меньшим сечения пор (фиг. 1), скапливаются в области сужения поровых каналов 1 и за счет высоких скоростей фильтрации, сближаются между собой на расстояния, при которых возникает электростатическое притяжение благодаря действию сил Ван Дер Ваальса. Такая жидкость представляет собой рыхлосвязанную структуру коллоидного типа, в узлах которой находятся твердые частицы 2. Пространство между узлами заполнено также частицами, которые свободно плавают во флюиде 3. Типичное критическое сечение поры составляет в среднем 25 мкм. Размеры единичных твердых частиц имеют порядок 1 мкм. При формировании коллоидной решетки, расстояние между узлами оценивается как 5 мкм (по данным экспериментальных исследований). По мере образования коллоидной структуры, жидкость приобретает неньютоновские свойства. Такая жидкость имеет предельное напряжение сдвига и фильтруется только при наличии минимально необходимого градиента давления (фиг. 2, поз. 5), определяющего условия фильтрации, в то время как жидкость без коллоидных структур фильтруется без этого ограничения (фиг. 2, поз. 7). Это означает, что существует некий критический градиент давления, ниже которого фильтрация структурированной жидкости невозможна. Величина критического градиента давления зависит от состава флюида и размера пор (ж-л "Каротажник" 60, ст. "Акустическое воздействие и повышение рентабельности разработки нефтяного месторождения", стр. 56-66). A critical object for effective well operation is the near bottom hole zone of the formation (PZP), a depth of tens of centimeters to a meter from the well wall - the so-called hydrodynamic flow area. It is characterized by maximum fluid filtration rates. Here, the difference between the reservoir and bottomhole pressures created by the pump in the well is often insufficient to maintain filtration at a stable level for a long time. The standard problems that prevent filtration in the field of hydrodynamic flow in production wells in oil-saturated formations are associated with the appearance of structured colloidal-dispersed structures in oil. Microscopic particles of clays, paraffin-asphalt-resinous substances, minerals of rock of the reservoir with a size much smaller than the pore cross section (Fig. 1) accumulate in the region of narrowing of the pore channels 1 and, due to high filtration rates, approach each other at distances at which electrostatic attraction occurs due to the action van der Waals forces. Such a liquid is a loose-bound colloidal type structure, in the nodes of which there are solid particles 2. The space between the nodes is also filled with particles that freely float in the
Снижение продуктивности нагнетательных скважин связано в основном с кольматацией ПЗП, механическими частицами, содержащимися в закачиваемой жидкости, а также при определенных условиях с уменьшением эффективного сечения поровых каналов за счет образования на их поверхности неподвижных слоев жидкости. В процессе фильтрации, особенно при больших скоростях тока жидкости, время образования неподвижных слоев, имеющих электростатическую природу, составляет от 1 месяца и более. The decrease in productivity of injection wells is mainly associated with the mudding of the bottomhole formation zone, with the mechanical particles contained in the injected fluid, and also under certain conditions with a decrease in the effective cross section of the pore channels due to the formation of fixed fluid layers on their surface. During the filtration process, especially at high fluid flow rates, the formation time of the fixed layers having an electrostatic nature is from 1 month or more.
Процесс фильтрации в призабойной зоне всегда замедлен по сравнению с теми значениями, которые возможны были бы в отсутствии структурированных систем, что приводит к снижению продуктивности скважины и росту обводненности продукции. И, напротив, при разрушении структуры скорость фильтрации восстанавливается до значений, соответствующих закону Дарси. Постоянный градиент давления, создаваемый насосом в скважине, далеко недостаточен (на порядок и более) для "прокачки" кольматационного слоя или коллоидноподобного флюида. Требуемые для этого перепады давления создать технически сложно, поэтому оптимальным способом восстановления свойств призабойной зоны является разрушение коллоида. The filtration process in the bottom-hole zone is always slowed down compared to the values that would be possible in the absence of structured systems, which leads to a decrease in well productivity and an increase in water cut. And, on the contrary, when the structure is destroyed, the filtration rate is restored to values corresponding to Darcy's law. The constant pressure gradient created by the pump in the well is far from sufficient (by an order of magnitude or more) to "pump" the mud layer or colloid-like fluid. The required pressure drops are technically difficult to create, so the destruction of the colloid is the best way to restore the properties of the bottomhole zone.
Технической задачей предлагаемого изобретения является создание условий, при которых возможна наиболее полная очистка прискважинной (призабойной) зоны, восстановление (увеличение) продуктивности скважины (дебита нефти, приемистости, снижения обводненности, увеличение работающей мощности пласта) и поддержание продуктивности длительное время в том числе, когда штатное подземное оборудование (НКТ, ШГН, ЭЦН и др.) спущено в скважину и скважина находится в работе, увеличение межремонтного цикла подземного оборудования за счет уменьшения образования отложений на нем. При этом нет потерь от простоя скважины во время воздействия, нет необходимости глушить нефтяную скважину перед очередным воздействием, а значит, возможно полностью избежать снижения добычи нефти вследствие этого, полностью исключаются дополнительные спуско-подъемные операции. Все это в целом позволяет полностью восстановить продуктивность скважины и длительно поддерживать продуктивность на достигнутом уровне, при этом нет никаких дополнительных материальных и временных затрат, связанных с проведением своевременного воздействия для поддержания продуктивности скважины. The technical task of the invention is to create conditions under which the most complete cleaning of the near-well (bottom-hole) zone, restoration (increase) of well productivity (oil production, injectivity, reduction of water cut, increase in working capacity of the formation) and maintenance of productivity for a long time, including when regular underground equipment (tubing, SHGN, ESP, etc.) lowered into the well and the well is in operation, increasing the overhaul cycle of underground equipment by reducing formation of deposits on it. At the same time, there is no loss from well downtime during the impact, there is no need to shut off the oil well before the next impact, which means that it is possible to completely reduce the oil production due to this, additional tripping operations are completely eliminated. All this as a whole allows you to fully restore well productivity and maintain productivity for a long time at the achieved level, while there are no additional material and time costs associated with conducting timely impacts to maintain well productivity.
Предложенный способ восстановления и поддержания продуктивности скважины, включающий акустическое воздействие на скважину и пласт, осуществляют при наличии градиента давления между скважиной и пластом циклически, с началом цикла по максимальному перепаду давления между скважиной и пластом в период снижения дебита или приемистости скважины и окончанием цикла при достижении стабилизации роста дебита/приемистости или прекращением расхода между скважиной и пластом. The proposed method for restoring and maintaining well productivity, including acoustic effects on the well and the formation, is carried out cyclically with a pressure gradient between the well and the formation, with the beginning of the cycle according to the maximum pressure drop between the well and the formation during a decrease in the flow rate or injectivity of the well and the end of the cycle when stabilization of the growth of flow rate / injectivity or the termination of flow between the well and the reservoir.
Градиент давления создают путем использования насоса повышенной производительности, установленного на максимально возможную глубину и работающего в режиме создания переменных депрессий, то, максимально отбирая жидкость из скважины, создавая максимальную депрессию, то, останавливаясь для накопления, при этом пласт нагружается значительными и переменными депрессиями с одновременным акустическим воздействием или при наличии фонтанирующего эффекта используют естественный градиент давления между скважиной и пластом. A pressure gradient is created by using a pump with an increased capacity installed at the maximum possible depth and working in the mode of creating variable depressions, then, taking the maximum fluid from the well, creating the maximum depression, then stopping for accumulation, while the formation is loaded with significant and variable depressions with simultaneous acoustic impact or in the presence of a gushing effect, use the natural pressure gradient between the well and the formation.
Воздействие осуществляют акустическим излучателем, погруженным в скважину одновременно с подземным оборудованием при освоении или ремонте скважины до запуска скважины в работу, акустический излучатель устанавливают в зоне перфорированного пласта или выбранного пропластка с возможностью воздействия на продуктивную (перфорированную) зону пласта, путем, например, выбора соответствующей длины излучателя или количества последовательно соединенных излучателей. The impact is carried out by an acoustic emitter immersed in the well at the same time as the underground equipment during the development or repair of the well before the well is put into operation, the acoustic emitter is installed in the perforated formation zone or the selected layer with the possibility of affecting the productive (perforated) formation zone, for example, by selecting the appropriate the length of the emitter or the number of series-connected emitters.
Характеристики акустического воздействия (частота, мощность, характеристика направленности, характер излучения) подбирают и изменяют в процессе обработки скважины в зависимости от реакции скважины на воздействие либо в зависимости от геолого-физических свойств коллектора и флюида, например, частоты воздействия акустического устройства для возбуждения резонансных колебаний в перфорированной прискважинной зоне пласта при плотности породы коллектора 2500 кг/м2, плотности флюида 850 кг/м2, пористости 0,20-0,24, вязкости 2,4 мПа•с, проницаемости 1-11 мД, сжимаемости породы 0,9•10-10, сжимаемости флюида 4,2•10-10 l/Пa, модуле Юнга 2•1010, коэффициенте Пуассона 0,29, скорости звука во флюиде 1100 м/с, радиусе канала 0,005 м, длине канала 0,15 м выбирают 2,5-3 кГц, 6,3-6,9 кГц; 10,3-11,9 кГц 14,2-16,9 кГц, 19,4-21,6 кГц.The characteristics of the acoustic impact (frequency, power, directivity, radiation pattern) are selected and changed during the treatment of the well depending on the response of the well to the impact or depending on the geological and physical properties of the reservoir and fluid, for example, the frequency of exposure of an acoustic device to excite resonant vibrations a perforated reservoir near-well zone at a density of reservoir rock 2500 kg / m 2, fluid density 850 kg / m 2, porosity of 0,20-0,24, viscosity of 2.4 mPa • s, permeability 1-11 mD, rock compressibility 0.9 • 10 -10, fluid compressibility 4.2 • 10 -10 l / Pa, a Young's module 2 • 10 10, Poisson ratio of 0.29, the sound velocity in the fluid of 1100 m / s, the channel radius of 0.005 m, the channel length of 0.15 m choose 2.5-3 kHz, 6.3-6.9 kHz; 10.3-11.9 kHz 14.2-16.9 kHz, 19.4-21.6 kHz.
Наиболее эффективное разрушение коллоидных систем осуществляется воздействием высокочастотного акустического поля. Высокочастотное излучение позволяет увеличить температуру коллоидной структуры в призабойной зоне на 10oС и выше в нефтенасыщенных пропластках, при этом температура в водяных пропластках изменяется значительно меньше (не более 1oС). Этот эффект обусловлен повышенным поглощением акустической энергии в нефти за счет периодических (с частотой акустического поля) пульсаций газовых пузырьков, зародыши которых постоянно присутствуют в нефти, даже при давлениях, намного превышающих давление насыщения (в то время как традиционные нагревательные приборы осуществляют локальный нагрев жидкости и не позволяют прогреть пласт в объеме). Повышение температуры в сочетании со знакопеременными вибрационными нагрузками, прикладываемыми к коллоидной структуре во время воздействия, либо полностью ее разрушает, либо существенно (в 1,5-2 раза) снижает предельное напряжение сдвига коллоидной структуры с одновременным ослаблением ее связи с породой (ослаблением капиллярных сил), что влечет за собой значительное снижение необходимого минимального градиента давления для начала фильтрации.The most effective destruction of colloidal systems is carried out by exposure to a high-frequency acoustic field. High-frequency radiation allows you to increase the temperature of the colloidal structure in the bottomhole zone by 10 o C and higher in oil-saturated interlayers, while the temperature in water interlayers varies significantly less (not more than 1 o C). This effect is due to increased absorption of acoustic energy in oil due to periodic (with the frequency of the acoustic field) pulsations of gas bubbles, the nuclei of which are constantly present in oil, even at pressures much higher than the saturation pressure (while traditional heating devices carry out local heating of the liquid and do not allow to warm the reservoir in volume). An increase in temperature in combination with alternating vibrational loads applied to the colloidal structure during exposure either completely destroys it or significantly (1.5-2 times) reduces the ultimate shear stress of the colloidal structure while weakening its connection with the rock (weakening capillary forces ), which entails a significant decrease in the required minimum pressure gradient to start filtering.
Также экспериментально было установлено, что во время акустического воздействия (фиг. 3) происходит значительное снижение вязкости нефти. Однако вязкость восстанавливается очень быстро до исходных значений после отключения акустического поля. Снижение вязкости в процессе действия акустического поля, а также ослабление коллоидных структур при нагреве в сочетании с вибрационными нагрузками позволяют механически разрушить коллоидную систему и очистить пропластки (восстановить фильтрацию) за счет градиента давления, обусловленного, во-первых, депрессией, создаваемой потенциалом пласта, работающим насосом или другими средствами, во-вторых, наличием переменного акустического поля. It was also experimentally established that during acoustic exposure (Fig. 3), a significant decrease in oil viscosity occurs. However, the viscosity is restored very quickly to its original values after turning off the acoustic field. The decrease in viscosity during the action of the acoustic field, as well as the weakening of colloidal structures during heating in combination with vibrational loads, can mechanically destroy the colloidal system and clean the interlayers (restore filtration) due to the pressure gradient caused, firstly, by the depression created by the reservoir potential working pump or other means, and secondly, the presence of a variable acoustic field.
Эффект заключается в том, что в процессе обработки акустическим полем коллоидная структура нефтенасыщенного флюида частично разрушается и приобретает свойства, близкие к ньютоновским, ослабляется ее связь с породой (фиг. 4). При этом снижается вязкость всего флюида, находящегося в зоне воздействия (фиг. 3). Таким образом, если в скважине в процессе и после акустического воздействия создается депрессия, вызванная потенциалом пласта, штатным подземным оборудованием или другими средствами, то создаваемый даже небольшой градиент давления позволяет вынести кольматант, который образовывал коллоидную структуру. Это приводит к восстановлению дебита скважины по нефти, который существовал до возникновения коллоидной пробки в призабойной зоне (фиг. 2, поз. 7). Если воздействие проводить без дополнительного постоянного градиента давления, т. е. без депрессий, или создавать депрессию только после акустического воздействия через какое-то время, например после спуска в скважину подземного оборудования и запуска ее в работу, то восстановление коллекторских свойств будет не полным (только в особо проницаемых пропластках с легкой нефтью), т. к. не будет необходимого одновременного сочетания таких факторов как снижение вязкости, знакопеременных вибрационных нагрузок и постоянного градиента давления (фиг. 2, поз. 6). The effect consists in the fact that during processing by the acoustic field, the colloidal structure of the oil-saturated fluid is partially destroyed and acquires properties similar to Newtonian, its connection with the rock is weakened (Fig. 4). In this case, the viscosity of the entire fluid in the impact zone is reduced (Fig. 3). Thus, if a depression is created in the well during and after the acoustic stimulation caused by the reservoir potential, regular underground equipment, or other means, then even a small pressure gradient created can carry out the mud, which formed a colloidal structure. This leads to the restoration of the flow rate of the well for oil, which existed before the occurrence of a colloidal plug in the bottomhole zone (Fig. 2, item 7). If the impact is carried out without an additional constant pressure gradient, i.e., without depressions, or depression is created only after an acoustic impact after some time, for example, after the underground equipment is lowered into the well and put into operation, then the restoration of reservoir properties will not be complete ( only in particularly permeable interlayers with light oil), since there will be no necessary simultaneous combination of such factors as viscosity reduction, alternating vibrational loads and a constant pressure gradient (Fig. 2, item 6).
Поскольку образование коллоидной структуры происходит в течение длительного времени, то периодически проводя воздействие при первых признаках снижения продуктивности скважины, связанной со снижением коллекторских свойств прискважинной зоны, акустическое поле разрушит мицеллы коллоида, препятствующие движению флюида еще в процессе их образования, и коллоидные структуры вообще не будут формироваться, что позволит поддерживать достигнутую высокую продуктивность. Since the formation of a colloidal structure takes place over a long period of time, periodically carrying out the impact at the first signs of a decrease in well productivity associated with a decrease in the reservoir properties of the borehole zone, the acoustic field will destroy colloid micelles that impede the movement of the fluid even during their formation, and colloidal structures will not be formed, which will allow to maintain the achieved high productivity.
Если акустический излучатель спускать в скважину совместно со штатным подземным оборудованием, то становится возможным поддерживать улучшенные свойства призабойной зоны нефтенасыщенных пропластков неограниченно длительное время без дополнительных материальных и временных затрат, связанных с проведением своевременного воздействия для поддержания продуктивности скважины. При этом работа акустического излучателя (включение и выключение) может быть полностью переведена на автоматический режим в зависимости от результатов автоматических замеров параметров работы скважины (динамического уровня, дебита или приемистости). If the acoustic emitter is lowered into the well together with standard underground equipment, it becomes possible to maintain the improved properties of the bottom-hole zone of oil-saturated interlayers for an unlimited time without additional material and time costs associated with conducting timely impacts to maintain well productivity. In this case, the operation of the acoustic emitter (switching on and off) can be completely switched to automatic mode, depending on the results of automatic measurements of the parameters of the well's work (dynamic level, flow rate, or injectivity).
Характерно, что указанные эффекты разрушения коллоидных образований, связанные с акустическим воздействием при работе со штатным подземным оборудованием, возникают в основном на нефтенасыщенных пропластках, практически не проявляясь на сильнообводненных пропластках. Это позволит предотвратить рост обводненности продукции скважины. It is characteristic that the indicated effects of the destruction of colloidal formations associated with acoustic exposure when working with standard underground equipment arise mainly on oil-saturated interlayers, practically not showing up on heavily flooded interlayers. This will prevent the increase in water cut in well production.
Степень эффективности акустического воздействия зависит от того, насколько параметры воздействия (частота, режим излучения, характеристика направленности) удовлетворяют геолого-физическим параметрам пласта. Это необходимо учитывать, особенно когда излучатель спускается в скважину совместно со штатным подземным оборудованием и рассчитан на длительную работу, т.к. межремонтный период, например, электро-центробежного насоса составляет 300-400 суток. Таким образом, для достижения высокой эффективности воздействия параметры излучателя необходимо рассчитывать в соответствии с геолого-физическими параметрами пласта. The degree of effectiveness of acoustic exposure depends on how much the exposure parameters (frequency, radiation mode, directivity) satisfy the geological and physical parameters of the formation. This must be taken into account, especially when the emitter descends into the well together with standard underground equipment and is designed for continuous operation, as the overhaul period, for example, of an electric centrifugal pump is 300-400 days. Thus, in order to achieve high impact efficiency, the parameters of the emitter must be calculated in accordance with the geological and physical parameters of the formation.
Пример расчета параметров
Частоту воздействия необходимо устанавливать, исходя из возможности достичь резонансных колебаний в перфорированной прискважинной зоне пласта (фиг. 5). При плотности породы коллектора 2500 кг/м2, плотности флюида 850 кг/м2, пористости 0,20-0,24, вязкости 2,4 мПа•с, проницаемости 1-11 мД, сжимаемости породы 0,9•10-10, сжимаемости флюида 4,2•10-10 l/Пa, модуле Юнга 2•1010, коэффициенте Пуассона 0,29, скорости звука во флюиде 1100 м/с, радиусе канала 0,005 м, длине канала 0,15 м резонансные частоты будут 2,5-3 кГц, 6,3-6,9 кГц; 10,3-11,9 кГц, 14,2-16,9 кГц, 19,4-21,6 кГц.Parameter calculation example
The frequency of exposure must be established based on the ability to achieve resonant vibrations in the perforated near-wellbore zone of the formation (Fig. 5). With a reservoir rock density of 2500 kg / m 2 , a fluid density of 850 kg / m 2 , a porosity of 0.20-0.24, a viscosity of 2.4 mPa • s, a permeability of 1-11 mD, and a rock compressibility of 0.9 • 10 -10 , the compressibility of the fluid is 4.2 • 10 -10 l / Pa, the Young's modulus is 2 • 10 10 , the Poisson's ratio is 0.29, the speed of sound in the fluid is 1100 m / s, the channel radius is 0.005 m, the channel length is 0.15 m 2.5-3 kHz, 6.3-6.9 kHz; 10.3-11.9 kHz, 14.2-16.9 kHz, 19.4-21.6 kHz.
Например, если продуктивный пласт представлен сильно глинистыми песчаниками (содержание глин более 15%) или алевролитами, режим излучения устанавливают импульсным (импульсная модуляция), с характеристиками: частота следования 500 Гц, длительность импульса 1•10-3 с.For example, if the reservoir is represented by highly clayey sandstones (clay content more than 15%) or siltstones, the radiation mode is set to pulsed (pulsed modulation), with characteristics: repetition rate 500 Hz, pulse duration 1 • 10 -3 s.
При мощности продуктивной части пласта, которую необходимо обрабатывать, менее 1,5 метров или при наличии водонасыщенных или обводненных интервалов, не отделенных от продуктивной нефтенасыщенной части пласта, или если глинистый пропласток менее 1,5 метров, характер излучения должен быть узконаправленным с углом раскрытия 20-30o.When the thickness of the productive part of the formation that needs to be processed is less than 1.5 meters or in the presence of water-saturated or flooded intervals not separated from the productive oil-saturated part of the formation, or if the clay layer is less than 1.5 meters, the nature of the radiation should be narrowly directed with an opening angle of 20 -30 o .
Поскольку не всегда имеются данные по необходимым геолого-физическим характеристикам пласта и флюида, а особенно в месте расположения конкретной скважины, не всегда имеется возможность их предварительного и точного определения. Поэтому в этом случае параметры излучения необходимо выполнять с возможностью их изменения в процессе обработки скважины в зависимости от ее реакции на воздействие, например устанавливать излучающие элементы с несколькими резонансными частотами или с возможностью работы в широком диапазоне частот. Since data on the necessary geological and physical characteristics of the formation and fluid, and especially at the location of a particular well, are not always available, it is not always possible to determine them preliminary and accurately. Therefore, in this case, the radiation parameters must be performed with the possibility of changing them during the treatment of the well depending on its response to the impact, for example, to install radiating elements with several resonant frequencies or with the ability to work in a wide range of frequencies.
Конструкция генератора должна включать в себя блок модуляции для изменения характера излучения (импульсный/гармонический) с возможностью плавной регулировки уровня выходного напряжения в диапазоне 50-650 В. The design of the generator should include a modulation unit for changing the nature of the radiation (pulse / harmonic) with the possibility of smooth adjustment of the output voltage level in the range of 50-650 V.
В случае, если пласт обладает слабыми фильтрационно-емкостными свойствами или скважина имеет значительный потенциал по увеличению дебита, то при одновременном спуске излучателя с подземным оборудованием, например с электро-центробежным насосом, подземное оборудование необходимо спускать повышенной производительности на максимальную технологически допустимую глубину, при этом режим работы излучателя и подземного оборудования устанавливают периодическим и несинфазным. То есть в момент, когда динамический уровень достиг максимально допустимого значения (по разгазированию жидкости или по защите насоса), насос останавливается и включается излучатель. Перед включением насоса после того, как динамический уровень в скважине вырос, излучатель выключают. Таким образом, насос то максимально отбирает жидкость из скважины, создавая максимальную депрессию, то останавливается на период накопления, при этом пласт нагружается значительными и переменными депрессиям. Это позволяет проводить обработку на максимально возможных депрессиях более длительное время, т.е. значительно увеличить результирующую нагрузку на кольматант, а соответственно более эффективно и полно очищать и вовлекать в процесс фильтрации слабопроницаемые пласты. При этом процесс воздействия, т. е. поддержания продуктивности скважины, не разрывает процесса добычи нефти, а дополняет его. При этом эффективность воздействия можно оценивать по скорости роста динамического уровня в момент накопления и скорости его снижения в момент работы насоса или по нагрузке на насос. Процессы включения/выключения излучателя и насоса можно автоматизировать. If the reservoir has poor filtration and reservoir properties or the well has significant potential to increase production, then while emitting the emitter with underground equipment, for example with an electric centrifugal pump, underground equipment must be lowered with increased productivity to the maximum technologically permissible depth, while the operating mode of the emitter and underground equipment set periodic and out of phase. That is, at the moment when the dynamic level has reached the maximum permissible value (for gas degassing or for pump protection), the pump stops and the emitter is turned on. Before turning on the pump after the dynamic level in the well has grown, the emitter is turned off. Thus, the pump either maximally draws fluid from the well, creating maximum depression, then stops for the accumulation period, while the formation is loaded with significant and variable depressions. This allows the treatment to be performed on the maximum possible depressions for a longer time, i.e. significantly increase the resulting load on the mud, and, accordingly, more efficiently and thoroughly clean and involve low-permeable formations in the filtration process. At the same time, the impact process, i.e., maintaining the well’s productivity, does not interrupt the oil production process, but complements it. Moreover, the effectiveness of the impact can be estimated by the rate of growth of the dynamic level at the time of accumulation and the rate of its decline at the time of pump operation or by the load on the pump. The processes of turning on / off the emitter and pump can be automated.
В нагнетательных скважинах акустическое воздействие способно увеличить продуктивность скважины (коэффициент приемистости и коэффициент охвата) за счет разрушения "пробковой" кольматации пор, вызванной механическими примесями, содержащимися в закачиваемой жидкости, а также удалением с поверхности пор неподвижных двойных электростатических слоев жидкости, сужающих эффективное сечение порового канала. Проведение воздействия в работающей скважине, когда излучатель устанавливается совместно с подземным оборудованием, позволит более эффективно очищать околоскважинную (призабойную) зону т.к. в дополнение к вибрационным нагрузкам на кольматант будет действовать и градиент давления, вызванный давлением закачки. Таким образом, в процессе акустического воздействия на кольматант будут действовать переменные по значению вибрационные нагрузки, что позволит ослабить связи или полностью разрушить (диспергировать) кольматирующую пробку, а репрессия, созданная давлением закачки, за счет дополнительного давления, направленного от скважины, вынесет отдельные частички пробки в пласт. При этой дальнейшей кольматации эти частички вызывать не будут, т.к. при удалении от скважины пласт имеет более высокие коллекторские свойства нежели призабойная зона пласта, к тому же при удалении от скважины площадь фильтрации значительно увеличивается, что значительно сокращает их концентрацию. Вместо репрессии в нагнетательной скважине во время обработки можно создать и депрессию, что позволит вынести кольматант в скважину и далее на поверхность. In injection wells, the acoustic effect can increase the productivity of the well (injectivity coefficient and coverage coefficient) due to the destruction of the “cork” pore colmatation caused by mechanical impurities contained in the injected fluid, as well as the removal of fixed double electrostatic fluid layers from the pore surface, narrowing the effective cross section of the pore channel. Conducting an impact in a working well when the emitter is installed together with underground equipment will allow more efficient cleaning of the near-wellbore (bottom-hole) zone since in addition to vibration loads, the pressure gradient caused by the injection pressure will also act on the colmatant. Thus, during the acoustic treatment, the vibrating loads that are variable in value will act on the colmatant, which will make it possible to weaken the bonds or completely destroy (disperse) the clogging plug, and the repression created by the injection pressure, due to the additional pressure directed from the well, will take out individual particles of the plug into the reservoir. With this further colmatization, these particles will not cause, because when moving away from the well, the formation has higher reservoir properties than the bottomhole zone of the formation; moreover, when moving away from the well, the filtration area increases significantly, which significantly reduces their concentration. Instead of repression in the injection well during treatment, depression can also be created, which will allow the mud to be carried out into the well and further to the surface.
В дальнейшем по аналогии с добывающей скважиной акустическое воздействие переводится на периодический режим. Subsequently, by analogy with a production well, the acoustic impact is transferred to a periodic mode.
На фиг. 1 представлено сечение поры с коллоидной решеткой;
на фиг. 2 представлена зависимость расхода флюида от градиента давления;
на фиг. 3 - график зависимости вязкости нефти от времени акустического воздействия;
на фиг. 4 - зависимость предельного напряжения сдвига от времени при акустическом воздействии;
на фиг. 5 - график зависимости резонансных свойств системы перфорирования скважина - призабойная зона пласта от частоты акустического поля и от геолого-физических свойств коллектора и флюида, где поз. 1 - критическое сечение поры, поз. 2 - узлы коллоидной решетки с твердыми частицами, 3 - свободно плавающие частицы, 4 - стенки порового канала, 5 - график расхода флюида с коллоидной структурой до акустического воздействия, 6 - графики расхода флюида (по возможным пропласткам) после акустического воздействия, которое проводилось без депрессии (репрессии), после чего в скважину спускалось подземное оборудование и она запускалась в работу, 7 - график расхода после акустического воздействия, которое проводилось при депрессии (репрессии) или в скважине, работающей со штатным подземным оборудованием, 8 - минимально необходимый градиент давления для начала фильтрации в условиях закольматированной прискважинной зоны, 9 - градиент давления, создаваемый потенциалом пласта или подземным оборудованием, 10 - момент начала акустического воздействия, 11 - момент окончания акустического воздействия, 12 - момент возвращения вязкости нефти в исходное значение, 13 - момент возвращения предельного напряжения сдвига в исходное значение.In FIG. 1 shows a cross section of a pore with a colloidal lattice;
in FIG. 2 shows the dependence of fluid flow on pressure gradient;
in FIG. 3 is a graph of oil viscosity versus time of acoustic exposure;
in FIG. 4 - dependence of the ultimate shear stress on time during acoustic exposure;
in FIG. 5 is a graph of the resonance properties of the well perforation system — the bottomhole formation zone versus the frequency of the acoustic field and the geological and physical properties of the reservoir and fluid, where pos. 1 - critical section of the pore, pos. 2 - nodes of a colloidal lattice with solid particles, 3 - free-floating particles, 4 - walls of the pore channel, 5 - graph of fluid flow with colloidal structure before acoustic impact, 6 - graphs of fluid flow (for possible interlayers) after acoustic impact, which was carried out without depression (repression), after which underground equipment was lowered into the well and it was put into operation, 7 is a flow chart after acoustic exposure, which was carried out during depression (repression) or in a well working with a regular underground equipment, 8 - the minimum necessary pressure gradient for starting the filtration in the conditions of a sealed near-wellbore zone, 9 - the pressure gradient created by the reservoir potential or underground equipment, 10 - the moment of the beginning of the acoustic effect, 11 - the moment of the end of the acoustic effect, 12 - the moment of the return of oil viscosity to the initial value, 13 - the moment of the return of the ultimate shear stress to the original value.
Для осуществления способа создание градиента давления между скважиной и пластом осуществляют с помощью снижения уровня жидкости в скважине путем компрессирования или свабирования. To implement the method, the creation of a pressure gradient between the well and the formation is carried out by lowering the liquid level in the well by compression or swabbing.
Для создания градиента давления могут применяться специальные скважинные устройства (УГИС, УОС и др.), конструкция которых имеет проходное отверстие для спуска излучателя на геофизическом кабеле в зону перфорации, или перед спуском штатного подземного оборудования в скважину к нему крепится на подвесе, например, НКТ или геофизическом кабеле скважинный акустический излучатель. To create a pressure gradient, special borehole devices (UGIS, UOS, etc.) can be used, the design of which has a through hole for lowering the emitter on a geophysical cable into the perforation zone, or before lowering standard underground equipment into the well, it is mounted on a suspension, for example, tubing or geophysical cable downhole acoustic emitter.
Излучатель состоит из блока питания, управления и контроля и из непосредственно излучающих акустическую энергию модулей (блоков). Излучатель может быть выполнен на базе пьезокерамических преобразователей, как, например, "Скважинный акустический излучатель" патент RU 2000123061. The emitter consists of a power supply, control and monitoring unit and directly emitting acoustic energy modules (units). The emitter can be made on the basis of piezoelectric transducers, such as, for example, "Downhole acoustic emitter" patent RU 2000123061.
Затем вся конструкция опускается в скважину с таким расчетом, чтобы излучатель после спуска подземного оборудования оказался на уровне интервала перфорации или выбранного интервала. Then the whole structure is lowered into the well so that the emitter after lowering the underground equipment is at the level of the perforation interval or the selected interval.
Питание и управление излучателем осуществляется по кабелю питания насоса или по геофизическому кабелю. Причем кабель может быть как одножильным, так и многожильным. Power and control of the emitter is carried out through the power cable of the pump or through a geophysical cable. Moreover, the cable can be either single-core or multi-core.
Непосредственно вблизи блока управления насосом на поверхности земли расположен блок управления и контроля излучателя. Directly near the pump control unit on the earth's surface is the control unit and control unit of the emitter.
Затем в скважине создают перепад давления (депрессию, репрессию), при этом излучатель работает в непрерывном режиме до восстановления коллекторских свойств прискважинной зоны. Then, a pressure drop (depression, repression) is created in the well, while the emitter operates in a continuous mode until the reservoir properties of the near-well zone are restored.
После восстановления коллекторских свойств в скважину спускают подземное оборудование и запускают в работу. After the restoration of reservoir properties, the underground equipment is lowered into the well and put into operation.
Если акустический излучатель устанавливают в скважине напротив середины пласта или выбранного пропластка совместно со штатным подземным оборудованием, то сначала скважину выводят на рабочий режим, затем проводят воздействие в непрерывном режиме до восстановления коллекторских свойств прискважинной зоны пласта и соответственно продуктивности скважины. Далее режим работы излучателя устанавливают периодическим для поддержания восстановленной продуктивности в течение длительного времени. Параметры излучения (частота, мощность, время, характеристика направленности) устанавливают оптимальными для данной скважины, исходя из характеристик коллектора, флюида и текущей продуктивности, которые по необходимости корректируют в зависимости от работы скважины. При этом обработку призабойной зоны пласта акустическим излучателем осуществляют независимо от режимов работы подземного оборудования, работа акустического излучателя может быть полностью переведена на автоматический режим. If the acoustic emitter is installed in the well opposite the middle of the formation or the selected layer together with standard underground equipment, then the well is first put into operation, then exposure is carried out in a continuous mode until the reservoir properties of the near-well zone of the formation are restored and, accordingly, the productivity of the well. Next, the operation mode of the emitter is set periodic to maintain restored productivity for a long time. The radiation parameters (frequency, power, time, directional characteristic) are set optimal for a given well, based on the characteristics of the reservoir, fluid and current productivity, which, if necessary, are adjusted depending on the operation of the well. In this case, the treatment of the bottom-hole zone of the formation with an acoustic emitter is carried out regardless of the operating conditions of the underground equipment, the operation of the acoustic emitter can be fully switched to automatic mode.
Claims (4)
Priority Applications (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002113694A RU2215126C2 (en) | 2002-05-27 | 2002-05-27 | Method of recovery and maintenance of well productivity |
| PCT/RU2003/000235 WO2003099050A1 (en) | 2002-05-27 | 2003-05-26 | Method for recovering and maintaining the productivity of a well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002113694A RU2215126C2 (en) | 2002-05-27 | 2002-05-27 | Method of recovery and maintenance of well productivity |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2002113694A RU2002113694A (en) | 2002-09-27 |
| RU2215126C2 true RU2215126C2 (en) | 2003-10-27 |
Family
ID=29580131
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2002113694A RU2215126C2 (en) | 2002-05-27 | 2002-05-27 | Method of recovery and maintenance of well productivity |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2215126C2 (en) |
| WO (1) | WO2003099050A1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2014021736A1 (en) * | 2012-08-01 | 2014-02-06 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Инновационно-Производственный Центр "Пилот" | Method for electromagnetic action on a downhole space during the recovery of hydrocarbon material |
| WO2014046560A1 (en) * | 2012-09-18 | 2014-03-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Виатех" | Device for decolmatation of the critical area of exploitation and injection wells |
| US10669796B2 (en) | 2016-07-26 | 2020-06-02 | Ilmasonic-Science Limited Liability Company | Method for ultrasound stimulation of oil production and device for implementing said method |
Family Cites Families (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5460223A (en) * | 1994-08-08 | 1995-10-24 | Economides; Michael J. | Method and system for oil recovery |
| RU2162519C2 (en) * | 1999-04-26 | 2001-01-27 | Государственное унитарное предприятие "Центральный научно-исследовательский институт "Морфизприбор" | Method of acoustic treatment of well producing zone and device for method embodiment |
| RU2168006C1 (en) * | 2000-08-21 | 2001-05-27 | Дедков Игорь Петрович | Method of oil wells treatment |
-
2002
- 2002-05-27 RU RU2002113694A patent/RU2215126C2/en not_active IP Right Cessation
-
2003
- 2003-05-26 WO PCT/RU2003/000235 patent/WO2003099050A1/en active Search and Examination
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2014021736A1 (en) * | 2012-08-01 | 2014-02-06 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Инновационно-Производственный Центр "Пилот" | Method for electromagnetic action on a downhole space during the recovery of hydrocarbon material |
| RU2529689C2 (en) * | 2012-08-01 | 2014-09-27 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Инновационно-Производственный Центр "Пилот" | Bringing electromagnetic effects on well inner space at production of hydrocarbon stock |
| WO2014046560A1 (en) * | 2012-09-18 | 2014-03-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Виатех" | Device for decolmatation of the critical area of exploitation and injection wells |
| US10669796B2 (en) | 2016-07-26 | 2020-06-02 | Ilmasonic-Science Limited Liability Company | Method for ultrasound stimulation of oil production and device for implementing said method |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2003099050A1 (en) | 2003-12-04 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4852650A (en) | Hydraulic fracturing with a refractory proppant combined with salinity control | |
| RU2343275C2 (en) | Method of intensification of natural gas extraction from coal beds | |
| US6467542B1 (en) | Method for resonant vibration stimulation of fluid-bearing formations | |
| CA2675819A1 (en) | Method for completion, maintenance and stimulation of oil and gas wells | |
| RU2542016C1 (en) | Method of well bore zone treatment for productive formation | |
| RU2231631C1 (en) | Method of development of an oil pool | |
| US8881807B1 (en) | Autonomous apparatus to restore and maintain well productivity and method of using the same | |
| CA2025996C (en) | Borehole mining process for recovery of petroleum from unconsolidated heavy oil formations | |
| RU2215126C2 (en) | Method of recovery and maintenance of well productivity | |
| CA2988218C (en) | Power wave optimization for oil and gas extracting processes | |
| RU2685381C1 (en) | Uranium and associated elements production method based on underground well leaching technology with plasma-pulse action on well hydrosphere | |
| RU2128770C1 (en) | Method for treating bottom-hole zone of bed | |
| RU2136859C1 (en) | Method of development of oil fields | |
| Escobar-Remolina et al. | An Effective Accelerated Pulsing Injection Method for Restoring Injectivity in Waterflood Fields with Selective Injection Systems with Side-Pocket Mandrels and Control Flow Valves | |
| RU2243366C2 (en) | Method for acoustic treatment of wells of system for preservation of bed pressure | |
| Gorbachev et al. | Acoustic well stimulation: theory and application | |
| RU2193649C2 (en) | Method of oil pool development | |
| EP1687508A1 (en) | Method of reducing sand production from a wellbore | |
| RU2566343C1 (en) | Method for pulse-wave treatment of productive formation, and device for its implementation | |
| RU2296215C1 (en) | Method for well bottom zone treatment | |
| RU2778117C1 (en) | Method for vibro-wave action in order to restore the productivity of wells with hydraulic fracturing | |
| RU2151273C1 (en) | Method of cleaning oil-producing and water wells | |
| RU2299314C2 (en) | Method for mechanical impurities carryover from well bottom | |
| RU2410528C1 (en) | Method of protection against sand phenomena in well | |
| RU2181830C1 (en) | Method of well swabbing |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20100528 |