RU2473797C1 - Method for intensifying oil extraction from well - Google Patents
Method for intensifying oil extraction from well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2473797C1 RU2473797C1 RU2011132470/03A RU2011132470A RU2473797C1 RU 2473797 C1 RU2473797 C1 RU 2473797C1 RU 2011132470/03 A RU2011132470/03 A RU 2011132470/03A RU 2011132470 A RU2011132470 A RU 2011132470A RU 2473797 C1 RU2473797 C1 RU 2473797C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- working fluid
- reservoir
- flow
- production
- Prior art date
Links
Landscapes
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Description
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к интенсификации скважинной добычи нефти с применением акустического воздействия на продуктивный пласт путем генерирования в скважине поля упругих колебаний в диапазоне ультразвуковых частот.The proposal relates to the oil industry, in particular to the intensification of borehole oil production using acoustic impact on the reservoir by generating elastic waves in the well in the range of ultrasonic frequencies.
Известен способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта в добывающих скважинах (Симкин Э.М. и др. Виброволновые и вибросейсмические методы воздействия на нефтяные пласты. Обзорная информация. Серия «Нефтепромысловое дело». - М.: ВНИИОЭНГ, 1989, с.15-20), заключающийся в том, что в скважине в интервале продуктивного пласта устанавливают акустический излучатель и производят обработку пласта. Низкое гидродинамическое сообщение между породой продуктивного пласта и внутренней полостью эксплуатационной колонны через перфорационные отверстия, которые с течением времени эксплуатации скважины блокируются органическими и минеральными загрязнениями, снижает эффективность способа.There is a method of processing the bottom-hole zone of a productive formation in producing wells (Simkin E.M. et al. Vibro-wave and vibroseismic methods of influencing oil reservoirs. Overview. Series "Oilfield business." - M .: VNIIOENG, 1989, p.15-20 ), which consists in the fact that in the well in the interval of the reservoir, an acoustic emitter is installed and the formation is processed. The low hydrodynamic communication between the rock of the reservoir and the internal cavity of the production string through perforations, which are blocked by organic and mineral contaminants over time, reduces the efficiency of the method.
Известен способ обработки призабойной зоны пласта (патент РФ №2108452, МПК Е21В 43/25, опубл. Бюл. изобретений №10, 1998 г.), включающий спуск насосно-компрессорных труб (НКТ) до забоя скважины, закачку по ним обрабатывающего состава, подъем труб на поверхность, перестрел обсадной колонны в интервале продуктивного пласта в среде обрабатывающего состава, спуск в скважину и размещение против обрабатываемого интервала пласта излучателя ультразвуковых волн и проведение ультразвуковой обработки пласта при поступлении обрабатывающего состава в пласт, а затем из пласта в скважину.A known method of processing the bottom-hole zone of the formation (RF patent No. 2108452, IPC EV 43/25, publ. Bull. Inventions No. 10, 1998), including the descent of the tubing to the bottom of the well, pumping the treatment compound thereon, raising pipes to the surface, shooting the casing in the interval of the reservoir in the medium of the treatment composition, lowering into the well and placing an ultrasonic wave emitter against the treatment interval of the formation and performing ultrasonic treatment of the formation when the treatment composition enters the formation, and then from the formation to the well.
Преимуществом известного способа является совокупность и последовательность технологических операций в среде единого при их осуществлении обрабатывающего состава, а именно, дополнительной перфорации эксплуатационной колонны и синхронизации ультразвукового и гидродинамического воздействия на материал, загрязняющий каналы в заколонном пространстве скважины и призабойной зоне продуктивного пласта для тока пластового флюида или закачиваемого для поддержания пластового давления рабочего агента.The advantage of the known method is the totality and sequence of technological operations in a single processing composition during their implementation, namely, additional perforation of the production string and synchronization of ultrasonic and hydrodynamic effects on the material contaminating the channels in the annulus of the well and in the bottomhole zone of the reservoir for the flow of formation fluid or injected to maintain reservoir pressure of the working agent.
Дополнительные отверстия в эксплуатационной колонне не только повышают эффективность ультразвукового воздействия на прискважинную область продуктивного пласта за счет улучшения условий для распространения ультразвукового излучения в заколонном пространстве скважины и в призабойной зоне продуктивного пласта, но и минимизируют местные фильтрационные сопротивления в перфорированной эксплуатационной колонне во время движения обрабатывающего состава при его поступлении из скважины в пласт, а затем из пласта в скважину, в процессе работы ультразвукового излучателя.Additional holes in the production casing not only increase the efficiency of ultrasonic impact on the borehole region of the reservoir by improving the conditions for the propagation of ultrasonic radiation in the annulus of the well and in the bottom zone of the reservoir, but also minimize local filtering resistance in the perforated casing during the movement of the processing composition when it enters from the well into the formation, and then from the formation into the well, during The notes of the ultrasonic transducer.
В жидкой среде основную роль при воздействии ультразвука на вещества и физико-химические процессы играет кавитация, и в зависимости от характера загрязнений твердой поверхности (наружной поверхности эксплуатационной колонны в интервале перфорации, цементного камня и породы продуктивного пласта) большее или меньшее значение имеют различные проявления кавитации - микроударные воздействия, микропотоки, нагревание. Подбирая параметры звукового поля, физико-химические свойства моющей жидкости, ее газосодержание и т.д., можно в широких пределах управлять процессом очистки твердой поверхности, оптимизируя его применительно к типу загрязнений и их агрегатному состоянию.In a liquid medium, cavitation plays the main role under the influence of ultrasound on substances and physicochemical processes, and depending on the nature of the contamination of the solid surface (the outer surface of the production string in the interval of perforation, cement stone and rock of the reservoir), various manifestations of cavitation - micro shock, microflows, heating. By choosing the parameters of the sound field, the physicochemical properties of the washing liquid, its gas content, etc., it is possible to control the process of cleaning a hard surface over a wide range, optimizing it with regard to the type of contamination and their state of aggregation.
Известный способ предусматривает применение в добывающих скважинах в качестве обрабатывающего состава углеводородного раствора поверхностно-активных веществ (ПАВ) и работу ультразвукового излучателя в постоянно движущейся среде этого раствора, причем используемый объем раствора ПАВ при выполнении способа занимает только малую часть объема скважины, заполненной жидкостью глушения, очевидно, на водной основе. Ультразвуковой излучатель работает сначала в режиме поступления углеводородного раствора ПАВ в пласт, затем из пласта в скважину, и это реверсивное движение углеводородного раствора ПАВ обеспечивают созданием и сбросом избыточного давления столба скважинной жидкости на продуктивный пласт при отсутствии технологической колонны НКТ в скважине.The known method involves the use in surface wells as a processing composition of a hydrocarbon solution of surface-active substances (surfactants) and the operation of an ultrasonic emitter in a constantly moving medium of this solution, and the volume of surfactant solution used in the process occupies only a small part of the volume of the well filled with the kill fluid, obviously water based. An ultrasonic emitter works first in the mode of surfactant hydrocarbon solution entering the formation, then from the formation into the well, and this reverse movement of the surfactant hydrocarbon solution is provided by the creation and discharge of excess pressure of the borehole fluid column onto the producing formation in the absence of a tubing production string in the well.
Известный способ обладает рядом существенных недостатков, которые обуславливают его низкую эффективность.The known method has a number of significant disadvantages, which determine its low efficiency.
В известном способе ультразвуковую обработку пласта ведут при поступлении обрабатывающего состава в пласт, а затем из пласта в скважину, и в этом, строго заданном, динамическом режиме движения обрабатывающему составу, очевидно, помимо специальных физико-химических свойств, необходимых для эффективного ультразвукового воздействия на загрязняющий материал, дополнительно могут быть приданы только транспортные функции для перемещения его потоком продуктов, получаемых в результате ультразвукового воздействия. Эти продукты в большей мере попадают в призабойную зону продуктивного пласта, чем выносятся в скважину, в связи с тем, что реверсивный режим движения обрабатывающего состава обеспечивают изменением давления на забое скважины, минимальная величина которого больше величины пластового давления (скважина заглушена, и в ней отсутствует технологическая колонна НКТ).In the known method, ultrasonic treatment of the formation is carried out upon receipt of the treatment composition into the formation, and then from the formation into the well, and in this strictly defined dynamic mode of motion, the treatment composition, obviously, in addition to the special physicochemical properties necessary for effective ultrasonic treatment of the contaminant material, additionally, only transport functions can be given for moving it by the flow of products resulting from ultrasonic exposure. These products are more likely to enter the bottom-hole zone of the productive formation than they are carried into the well, due to the fact that the reverse mode of movement of the processing composition is provided by a change in pressure at the bottom of the well, the minimum value of which is greater than the value of the reservoir pressure (the well is plugged and there is no tubing string).
Таким образом, преобразованный ультразвуком загрязняющий материал не может быть вынесен из заколонного пространства скважины во внутреннюю полость эксплуатационной колонны и, тем более, удален из скважины на поверхность, причем даже при вводе, например, добывающей скважины в последующую эксплуатацию из-за невозможности обеспечения соответствующих скоростей потоков как обрабатывающего состава, так и пластового флюида.Thus, the ultrasonic transformed contaminant cannot be removed from the annulus of the well into the internal cavity of the production string and, moreover, is removed from the well to the surface, even if, for example, a producing well is put into subsequent operation due to the impossibility of ensuring the corresponding speeds flows of both the treatment composition and the formation fluid.
Углеводородный раствор ПАВ (органический растворитель), предлагаемый в известном способе к применению в добывающих скважинах в качестве обрабатывающего состава при работе ультразвукового излучателя, резко снижает интенсивность кавитации по сравнению с водными растворами ПАВ из-за более высокой упругости пара внутри кавитационных газовых пузырьков (каверн, полостей).The hydrocarbon surfactant solution (organic solvent), proposed in the known method for use in producing wells as a treatment composition when operating an ultrasonic emitter, dramatically reduces the cavitation intensity compared to aqueous surfactant solutions due to the higher vapor pressure inside cavitation gas bubbles (caverns, cavities).
Кроме того, на этапе движения углеводородного растворителя в пласт неизбежно происходит изменение его заданных физико-химических свойств за счет растворения в нем, как минимум, пластовой нефти, поэтому из пласта в скважину может поступать уже не исходный обрабатывающий состав, а углеводородный раствор с отличными от заданных физико-химическими свойствами.In addition, at the stage of movement of a hydrocarbon solvent into the formation, its predetermined physicochemical properties inevitably change due to dissolution of at least reservoir oil in it, therefore, not the initial processing composition, but a hydrocarbon solution with different from given by physicochemical properties.
С учетом реверсивности движения, предусматривающего перетекание через интервал перфорации практически одного и того же объема обрабатывающего состава, химическая активность исходного углеводородного раствора ПАВ к растворению постоянно снижается, а низкие скорости его движения не позволяют в полной мере охватить химическим и гидродинамическим воздействием всю массу углеводородной составляющей загрязняющего материала, представляющего собой сложную структуру из тяжелых углеводородов, высоковязкой эмульсии пластовых нефти и воды, нерастворимых солей, минеральных механических частиц, обломков цементного камня и т.п.Given the reversibility of the movement, which involves flowing through the perforation interval of almost the same volume of the processing composition, the chemical activity of the initial hydrocarbon solution of the surfactant to dissolve is constantly reduced, and its low speed does not fully cover the entire mass of the hydrocarbon component of the pollutant by chemical and hydrodynamic effects a material representing a complex structure of heavy hydrocarbons, a highly viscous emulsion of reservoir oil and water, erastvorimyh salts mechanical mineral particles, cement stone rubble, etc.
Только частичное удаление материала, загрязняющего каналы для тока нефти в заколонном пространстве скважины и призабойной зоне продуктивного пласта, не может привести к полному восстановлению дебита скважины и, тем более, значительно интенсифицировать добычу нефти.Only partial removal of the material polluting the channels for oil flow in the annulus of the well and in the bottomhole zone of the reservoir can not completely restore the production rate of the well and, moreover, significantly intensify oil production.
Технической задачей, решаемой предлагаемым способом, является повышение эффективности ультразвукового воздействия на прискважинную зону продуктивного пласта для стимуляции производительности добывающей скважины.The technical problem solved by the proposed method is to increase the efficiency of ultrasonic impact on the borehole zone of the reservoir to stimulate the productivity of the producing well.
Указанная задача решается способом интенсификации скважинной добычи нефти, включающим определение динамики снижения дебита скважины, остановку и извлечение подъемного лифта, заполнение, промывку забоя и определение приемистости скважины рабочей жидкостью на водной основе, создание дополнительных отверстий против продуктивного пласта в перфорированной эксплуатационной колонне, акустическое воздействие на продуктивный пласт путем генерирования в скважине в интервале перфорации поля упругих колебаний в диапазоне ультразвуковых частот, освоение и добычу нефти после спуска в скважину подъемного лифта.This problem is solved by a method of intensifying downhole oil production, including determining the dynamics of decreasing well flow rate, stopping and removing a lift, filling, flushing the bottom and determining injectivity of a well with a water-based working fluid, creating additional holes against the reservoir in a perforated production string, acoustic impact on reservoir by generating in the well in the interval of perforation of the field of elastic vibrations in the range of ultrasonic parts one exploration and production of oil in the well after the descent of the lifting of the elevator.
Новым является то, что после акустического воздействия при спущенной в скважину и оснащенной забойными средствами преобразования энергии потока рабочей жидкости колонне насосно-компрессорных труб дополнительно осуществляют реверсивное гидродинамическое воздействие на продуктивный пласт, сначала в режиме экстремально высоких скоростей движения рабочей жидкости за счет создания мгновенной депрессии в скважине против продуктивного пласта, а затем сразу в режиме пульсирующего движения рабочей жидкости в интервале перфорации с излучением в ее пульсирующий поток низкочастотных колебаний, причем пульсирующее движение рабочей жидкости ведут порционно с обеспечением чередования регулируемых по величине репрессии и депрессии на продуктивный пласт.What is new is that after the acoustic stimulation, when the tubing string is lowered into the well and equipped with downhole means for converting the energy of the working fluid flow, the tubing string additionally performs a reversible hydrodynamic effect on the reservoir, first in the regime of extremely high speeds of the working fluid by creating an instant depression in well against the reservoir, and then immediately in the pulsating motion of the working fluid in the perforation interval with radiation Niemi in its pulsating flow of low-frequency vibrations, the pulsating movement of the working fluid are portionwise ensuring of alternation regulated largest repression and depression on the producing formation.
Новым является также то, что в режиме пульсирующего движения рабочей жидкости в интервале перфорации при репрессии на продуктивный пласт в качестве рабочей жидкости используют углеводородный растворитель, а при депрессии на продуктивный пласт - водный раствор поверхностно-активных веществ.Also new is the fact that in the regime of pulsating movement of the working fluid in the perforation interval during repression on the reservoir, a hydrocarbon solvent is used as the working fluid, and when depressed on the reservoir, an aqueous solution of surfactants is used.
Сущность изобретения заключается в том, что на преобразованный в результате ультразвукового воздействия материал, загрязняющий каналы для тока нефти в заколонном пространстве скважины и призабойной зоне продуктивного пласта, оказывают дополнительное воздействие гидродинамическими и физическими эффектами, которые обеспечиваются заданным порядком реверсивного движения рабочей жидкости в интервале перфорации скважины при спущенной в скважину и оснащенной забойными средствами преобразования энергии потока рабочей жидкости колонне насосно-компрессорных труб, а именно, сначала в режиме экстремально высоких скоростей движения рабочей жидкости при депрессии на продуктивный пласт, а затем сразу в режиме пульсирующего движения рабочей жидкости при чередовании регулируемых по величине репрессии и депрессии на продуктивный пласт с излучением в ее пульсирующий поток низкочастотных колебаний.The essence of the invention lies in the fact that the material transformed as a result of ultrasonic treatment, polluting the channels for oil flow in the annulus of the well and in the bottom zone of the reservoir, is additionally affected by hydrodynamic and physical effects, which are provided by the specified order of the reverse movement of the working fluid in the interval of perforation of the well when lowered into the well and equipped with downhole means for converting the energy of the flow of the working fluid stream tubing, namely, first in the mode of extremely high speeds of movement of the working fluid during depression on the reservoir, and then immediately in the mode of pulsating motion of the working fluid when alternating repressively and depressed on the reservoir with alternating low-frequency radiation into its pulsating flow fluctuations.
Мгновенная смена режима движения рабочей жидкости в интервале перфорации обеспечивает более эффективное гидродинамическое воздействие на преобразованный в результате ультразвукового воздействия загрязняющий материал за счет крайне быстрого перехода от стадии страгивания загрязняющего материала и частичного выноса его из заколонного пространства скважины во внутреннюю полость эксплуатационной колонны к стадии восприятия остатками загрязняющего материала ударных нагрузок от пульсаций потока рабочей жидкости в скважине.An instant change in the regime of movement of the working fluid in the perforation interval provides a more effective hydrodynamic effect on the contaminating material transformed as a result of ultrasonic treatment due to the extremely rapid transition from the stage of straining of the contaminating material and its partial removal from the annulus of the well into the internal cavity of the production string to the stage of perception of contaminant residues shock material from pulsations of the flow of the working fluid in the well.
Сокращение до минимума времени между стадией страгивания загрязняющего материала и стадией восприятия им ударных нагрузок, причем в условиях регулируемой смены направления потока жидкости в заколонном пространстве скважины и призабойной зоне продуктивного пласта, обеспечивает более интенсивное и, соответственно, более полное удаление преобразованного в результате ультразвукового воздействия загрязняющего материала из прискважинной зоны.Reducing to a minimum the time between the stage of straining of contaminating material and the stage of perceiving shock loads, and under conditions of controlled change of direction of fluid flow in the annulus of the well and in the bottom zone of the reservoir, it provides more intensive and, accordingly, more complete removal of the contaminant converted as a result of ultrasonic material from the borehole zone.
Излучение низкочастотных колебаний в пульсирующий поток рабочей жидкости приводит к увеличению охвата гидродинамическим воздействием призабойной зоны продуктивного пласта в радиальном направлении от оси скважины, оказывает дополнительное влияние на улучшение ее пропускной способности, причем как при репрессии, так и при депрессии на продуктивный пласт, и интенсифицирует протекание химического взаимодействия рабочей жидкости и преобразованного в результате ультразвукового воздействия загрязняющего материала.Radiation of low-frequency oscillations into the pulsating flow of the working fluid leads to an increase in the hydrodynamic coverage of the bottom-hole zone of the reservoir in the radial direction from the axis of the well, has an additional effect on improving its throughput, both during repression and depression on the reservoir, and intensifies the flow chemical interaction of the working fluid and the contaminating material transformed as a result of ultrasonic exposure.
Использование в качестве рабочей жидкости углеводородного растворителя улучшает доотмыв в заколонном пространстве добывающей скважины и призабойной зоне продуктивного пласта, преобразованного в результате ультразвукового воздействия загрязняющего материала за счет интенсификации растворения его углеводородной составляющей, что, как минимум, приводит к облегчению транспортировки через перфорационные отверстия механических и других твердых включений загрязняющего материала.The use of a hydrocarbon solvent as a working fluid improves the washing out in the annulus of the producing well and in the bottomhole zone of the reservoir, which was transformed as a result of ultrasonic exposure to the contaminating material due to the intensification of the dissolution of its hydrocarbon component, which, at a minimum, facilitates the transportation of mechanical and other solid inclusions of polluting material.
Способ осуществляют следующим образом.The method is as follows.
По результатам последовательных во времени гидродинамических исследований скважины на неустановившихся режимах (ГДИС) определяют причины и динамику снижения дебита скважины: по величине приведенного радиуса скважины судят о текущих радиальных размерах заколонного пространства скважины и, соответственно, продуктивного пласта с выявлением его потенциальной продуктивности, по результатам сопоставления величин потенциального и текущего дебитов устанавливают степень влияния текущего загрязнения заколонного пространства и призабойной зоны продуктивного пласта на эффективность гидродинамического сообщения продуктивного пласта и скважины.Based on the results of successive hydrodynamic studies of the well in unsteady modes (well test), the causes and dynamics of a decrease in well production are determined: by the magnitude of the reduced radius of the well, the current radial dimensions of the annulus of the well and, accordingly, of the productive formation are determined with identification of its potential productivity, according to the results of comparison the potential and current flow rates establish the degree of influence of the current pollution of the annulus and bottomhole second producing formation zone on the hydrodynamic efficiency of the productive formation and messages well.
Скважину останавливают, глушат и извлекают подъемный лифт вместе с глубинно-насосным оборудованием. Спускают технологическую колонну НКТ до забоя, заполняют скважину с промывкой забоя рабочей жидкостью на основе водного раствора ПАВ и определяют приемистость скважины. Поднимают технологическую колонну НКТ, спускают технические средства перфорации и создают дополнительные отверстия против продуктивного пласта в перфорированной эксплуатационной колонне. Спускают в скважину ультразвуковое оборудование и осуществляют акустическое воздействие на продуктивный пласт путем генерирования в объеме рабочей жидкости, расположенном в интервале перфорации, поля упругих колебаний в диапазоне ультразвуковых частот.The well is stopped, jammed and the elevator is removed along with the downhole pumping equipment. The tubing string is lowered to the bottom, the well is filled with the bottom flushing with working fluid based on an aqueous surfactant solution, and the injectivity of the well is determined. The tubing string is raised, the technical means of perforation are lowered and additional holes are created against the reservoir in the perforated production string. Ultrasonic equipment is lowered into the well and an acoustic effect is applied to the reservoir by generating in the volume of the working fluid located in the perforation interval, fields of elastic vibrations in the range of ultrasonic frequencies.
После подъема ультразвукового оборудования в скважину спускают с периодическим доливом рабочей жидкости технологическую колонну НКТ, которую предварительно оснащают забойными средствами преобразования энергии потока рабочей жидкости, например, устройством имплозионно-гидроимпульсным для стимуляции производительности скважин (заявка №2011116100 от 25.04.2011 г.). Имплозионно-гидроимпульсное устройство, снабженное для увеличения объема имплозионной камеры хвостовиком из расчетного набора насосно-компрессорных или бурильных труб, размещают в нижней части интервала перфорации и монтируют устьевое оборудование для закачки рабочей жидкости в колонну НКТ.After the ultrasonic equipment is lifted into the well, the tubing string is periodically added to the working fluid, which is pre-equipped with downhole means for converting the energy of the working fluid flow, for example, an implosion-hydraulic pulse device to stimulate well productivity (application No. 20111116100 dated 04/25/2011). An implosion-hydroimpulse device equipped with a shank from the design set of tubing or drill pipe to increase the volume of the implosion chamber is placed in the lower part of the perforation interval and the wellhead equipment for pumping the working fluid into the tubing string is mounted.
Обвязывают устьевое оборудование с насосным агрегатом, при необходимости, заполняют межтрубное пространство эксплуатационной колонны до устья скважины рабочей жидкостью доливом при открытой межтрубной задвижке, спрессовывают напорные технологические линии при закрытой трубной задвижке и инициируют закачку рабочей жидкости в колонну НКТ при открытой трубной и закрытой межтрубной задвижках.The wellhead equipment is tied to the pumping unit, if necessary, the annulus of the production string is filled to the wellhead with topping fluid with an open annular valve, the pressure production lines are pressed together with the closed valve, and the pumped fluid is pumped into the tubing string with the pipe open and closed annular valves.
При закачке рабочей жидкости в объеме, не превышающем единиц литров, сначала срабатывает на открытие запорный узел имплозионной камеры устройства, мгновенно вызывающий скоростной поток рабочей жидкости из межтрубного пространства эксплуатационной колонны во внутреннюю полость имплозионной камеры, а затем срабатывает узел прерывания потока рабочей жидкости, обеспечивающий импульсное истечение из устройства рабочей жидкости под давлением в межтрубное пространство эксплуатационной колонны. При этом принудительное реверсивное движение запорного узла в корпусе имплозионной камеры устройства вызывает низкочастотные колебания рабочей жидкости в межтрубном пространстве эксплуатационной колонны.When the working fluid is pumped in a volume not exceeding units of liters, the shut-off assembly of the device’s implosion chamber is triggered to open immediately, instantly causing a high-speed flow of the working fluid from the annulus of the production casing into the internal cavity of the implosion chamber, and then the interruption of the working fluid flow is activated, providing a pulse the outflow from the working fluid device under pressure into the annulus of the production string. In this case, the forced reverse movement of the locking assembly in the housing of the implosion chamber of the device causes low-frequency oscillations of the working fluid in the annulus of the production casing.
Направление пульсирующего движения порций рабочей жидкости в интервале перфорации скважины регулируют периодической сменой крайних положений межтрубной задвижки: в закрытом положении ведут закачку в заколонное пространство и призабойную зону продуктивного пласта рабочей жидкости в пульсирующем режиме (репрессия на продуктивный пласт), а в открытом положении осуществляют пульсирующее движение рабочей жидкости вдоль интервала перфорации, что вызывает импульсный приток жидкости, расположенной в заколонном пространстве скважины, во внутреннюю полость эксплуатационной колонны за счет струйного эффекта (депрессия на продуктивный пласт). Регулирование величин давлений при депрессии и репрессии на продуктивный пласт осуществляют изменением объемного расхода закачиваемой рабочей жидкости, обеспечиваемого режимами работы насосного агрегата, и установкой промежуточных положений трубной и межтрубной задвижек.The direction of the pulsating movement of portions of the working fluid in the interval of perforation of the well is regulated by periodic changes in the extreme positions of the annular valve: in the closed position, the working fluid is pumped into the annulus and the bottomhole zone of the productive formation in a pulsating mode (repression to the productive formation), and in the open position, a pulsating movement is performed working fluid along the perforation interval, which causes a pulsed flow of fluid located in the annulus of the well in Cored oil cavity of the production tubing due to the jet effect (depression on the producing formation). The pressure values during depression and repression on the reservoir are controlled by changing the volumetric flow rate of the injected working fluid, provided by the operating modes of the pumping unit, and by setting intermediate positions of the pipe and annular valves.
Порядок и время смены крайних положений межтрубной задвижки определяют в зависимости от расчетных объемов закачки рабочей жидкости и, в частности, от объема порций углеводородного растворителя, закачиваемого в заколонное пространство скважины и призабойную зону продуктивного пласта.The order and time of changing the extreme positions of the annular valve is determined depending on the calculated volumes of injection of the working fluid and, in particular, on the volume of portions of the hydrocarbon solvent injected into the annulus of the well and the bottom hole of the reservoir.
Пример конкретного выполнения способа.An example of a specific implementation of the method.
Предлагаемый способ испытан на добывающей скважине девонского горизонта Ромашкинского месторождения, радиус условного контура питания у которой равен 300 м. Скважина пробурена долотом диаметром 219 мм до глубины 1775 м и продуктивный пласт вскрыт в интервале 1720-1730 м. Скважина обсажена 146 мм эксплуатационной колонной с толщиной стенки, равной 8 мм, причем заколонное пространство скважины зацементировано с расположением искусственного забоя скважины на глубине 1760 м. Интервал перфорации эксплуатационной колонны соответствует интервалу продуктивного пласта, а плотность перфорации, выполненной кумулятивным способом, равна 20 отв./пог.м.The proposed method was tested on a production well of the Devonian horizon of the Romashkinskoye field, the radius of the conditional supply circuit of which is 300 m. The well was drilled with a bit with a diameter of 219 mm to a depth of 1775 m and the reservoir was opened in the interval 1720-1730 m. The well was cased with 146 mm production casing with a thickness of walls equal to 8 mm, and the annulus of the well is cemented with the location of the artificial bottom of the well at a depth of 1760 m. The perforation interval of the production string corresponds to the product interval formation, and the density of the perforation performed by the cumulative method is equal to 20 holes / linear m.
В скважину на подъемном лифте из 73 мм насосно-компрессорных труб спущено глубинно-насосное оборудование с размещением всасывающего клапана на глубине 1210 м. В течение 18 месяцев безводной эксплуатации дебит скважины уменьшился с 13 т/сут до 1,5 т/сут при снижении динамического уровня с глубины 450 м до глубины 870 м, причем динамика снижения дебита имела скачкообразный характер, и отмечался периодический вынос скважинной продукцией минеральных механических частиц с их массовым содержанием в объеме добываемой жидкости от 20 г/м3 до 60 г/м3.Downhole pumping equipment was lowered from a 73 mm tubing to a well with a suction valve located at a depth of 1210 m. Over 18 months of waterless operation, the flow rate of the well decreased from 13 t / day to 1.5 t / day with a decrease in dynamic level from a depth of 450 m to a depth of 870 m, and the rate of decrease in flow rate was spasmodic, and periodic removal of mineral mechanical particles by the borehole products with their mass content in the volume of produced fluid from 20 g / m 3 to 60 g / m 3 was noted.
Интерпретация и сопоставление результатов двух ГДИС, последовательно проведенных через 12 и 18 месяцев эксплуатации скважины, свидетельствуют о росте величины приведенного радиуса скважины в 1,5 раза, а по отношению к величине радиуса скважины по долоту рост жидкости составил 2,1 и 3,2 раза соответственно (с 0,11 м до 0,23 м и до 0,35 м соответственно). Увеличение со временем величины приведенного радиуса скважины, а следовательно, и величины текущего геометрического радиуса скважины, показывает, что в прискважинной зоне продуктивного пласта прогрессирует процесс кавернообразования, который приводит к уменьшению радиальных размеров продуктивного пласта. Снижение отношения радиуса условного контура питания и текущего радиуса скважины в 3,2 раза должно было бы привести к увеличению коэффициента продуктивности, а значит, и дебита скважины, в 1,17 раза, однако фактически дебит скважины снизился в 9 раз, что свидетельствует о чрезвычайно сильном уменьшении пропускной способности заколонного пространства скважины из-за формирования загрязняющего материала в каналах для тока пластовой нефти.Interpretation and comparison of the results of two well tests performed sequentially after 12 and 18 months of well operation indicate an increase in the magnitude of the reduced radius of the well by 1.5 times, and relative to the value of the radius of the well in terms of bit, the fluid growth was 2.1 and 3.2 times respectively (from 0.11 m to 0.23 m and to 0.35 m, respectively). An increase over time of the reduced radius of the well, and hence the value of the current geometrical radius of the well, shows that cavern formation is progressing in the borehole zone of the reservoir, which leads to a decrease in the radial dimensions of the reservoir. A decrease in the ratio of the radius of the conditional supply circuit and the current radius of the well by 3.2 times would lead to an increase in the productivity coefficient, and hence the well production rate, by 1.17 times, but in fact the well production rate decreased by 9 times, which indicates an extremely a significant decrease in the throughput of the annulus of the well due to the formation of contaminating material in the channels for the flow of reservoir oil.
Скважину остановили, заглушили водным раствором МЛ-80 0,1% концентрации и извлекли подъемный лифт вместе с глубинно-насосным оборудованием. Спустили 73 мм технологическую колонну НКТ до глубины 1759,5 м, заполнили скважину с промывкой забоя водным раствором МЛ-80 0,1% концентрации и определили приемистость скважины, которая составила 2,7 м3/час при давлении, равном 8,0 МПа.The well was stopped, drowned out with an aqueous solution of ML-80 0.1% concentration and the lifting elevator was removed along with the downhole pumping equipment. We lowered the 73 mm tubing casing to a depth of 1759.5 m, filled the well with flushing the bottom with an aqueous solution of ML-80 0.1% concentration and determined the well injectivity, which was 2.7 m 3 / h at a pressure of 8.0 MPa .
Подняли технологическую колонну НКТ, спустили гидромеханический перфоратор ПГМ-146 конструкции института «ТатНИПИнефть» ОАО «Татнефть» и создали 22 дополнительных прямоугольных отверстия против продуктивного пласта в перфорированной эксплуатационной колонне (по два отверстия размером 8×40 мм на одном погонном метре).They lifted the tubing string, lowered the PGM-146 hydro-mechanical perforator designed by the TatNIPIneft Institute of OAO Tatneft and created 22 additional rectangular openings against the reservoir in the perforated production string (two holes of 8 × 40 mm in size per meter).
Спустили в скважину на геофизическом кабеле пьезокерамический ультразвуковой излучатель «Кавитон» производства ООО «Донские измерительные системы» (г.Ростов-на-Дону) и в течение 8 часов осуществили поинтервальное акустическое воздействие на прискважинную зону продуктивного пласта путем генерирования поля упругих колебаний частотой 18-24 кГц в водном растворе МЛ-80 0,1% концентрации.A Caviton piezoceramic ultrasonic transducer manufactured by Donskoye Measuring Systems LLC (Rostov-on-Don) was lowered into a borehole on a geophysical cable and within 8 hours it performed an interval acoustic impact on the borehole zone of the reservoir by generating an 18- 24 kHz in an aqueous solution of ML-80 0.1% concentration.
После подъема ультразвукового излучателя «Кавитон» на поверхность в скважину спустили 73 мм технологическую колонну НКТ, которую предварительно оснастили устройством имплозионно-гидроимпульсным для стимуляции производительности скважин (УИГИ IU -122 по ТУ 3666-01-0256900-2011) производства ООО «ИНТЕРЮНИС» (г.Москва), в общем виде представляющем собой комплекс из двух последовательно соединенных между собой гидроцилиндров с жестко скрепленными посредством штоков поршнями, причем нижний поршень является запорным узлом имплозионной камеры, а верхний поршень играет роль узла прерывания потока рабочей жидкости.After lifting the Caviton ultrasonic emitter to the surface, a 73 mm tubing string was lowered into the well, which was previously equipped with an implosion-hydraulic pulse device to stimulate well productivity (UIGI IU -122 according to TU 3666-01-0256900-2011) manufactured by INTERUNIS LLC ( Moscow), in its general form, representing a complex of two sequentially interconnected hydraulic cylinders with pistons rigidly fastened by means of rods, the lower piston being the locking unit of the implosion chamber, and the upper The first piston plays the role of a unit for interrupting the flow of working fluid.
Устройство УИГИ IU-122, снабженное 25 м хвостовиком из набора 89 мм насосно-компрессорных труб для увеличения объема имплозионной камеры до 120 литров, разместили на глубине 1730 м и смонтировали устьевое оборудование для обеспечения закачки в колонну НКТ водного раствора МЛ-80 0,1% концентрации.The UIGI IU-122 device, equipped with a 25 m shank from a set of 89 mm tubing to increase the volume of the implosion chamber to 120 liters, was placed at a depth of 1730 m and wellhead equipment was installed to ensure the injection of an ML-80 aqueous solution into the tubing string 0.1 % concentration.
Обвязали устьевое оборудование с насосным агрегатом типа ЦА-320М и заполнили межтрубное пространство эксплуатационной колонны до устья скважины доливом 250 литров водного раствора МЛ-80 0,1% концентрации при открытой межтрубной задвижке. Спрессовали давлением, равным 25 МПа, напорные технологические линии при закрытой трубной задвижке и при минимальных скорости и числе оборотов работы насосного агрегата инициировали закачку водного раствора МЛ-80 0,1% концентрации в колонну НКТ при открытой трубной и закрытой межтрубной задвижках.The wellhead equipment was tied up with a pumping unit of the CA-320M type and the annulus of the production casing was filled to the wellhead by adding 250 liters of an aqueous solution of ML-80 0.1% concentration with an open annular valve. Compressed with a pressure equal to 25 MPa, pressure head production lines with a closed valve gate and at a minimum speed and number of revolutions of the pump unit initiated the injection of an aqueous solution of ML-80 0.1% concentration into the tubing string with an open pipe and a closed annular valve.
При закачке в колонну НКТ водного раствора МЛ-80 0,1% концентрации в объеме, равном одному литру, сработал на открытие запорный узел имплозионной камеры устройства УИГИ IU-122, мгновенно вызывающий скоростной поток водного раствора МЛ-80 0,1% концентрации из межтрубного пространства эксплуатационной колонны во внутреннюю полость имплозионной камеры, при этом из заколонного пространства скважины была втянута в имплозионную камеру и межтрубное пространство эксплуатационной колонны жидкость с загрязняющим материалом в объеме 30 и 90 литров соответственно.When an ML-80 aqueous solution of 0.1% concentration was injected into the tubing string in a volume equal to one liter, the shut-off unit of the implant chamber of the UIGI IU-122 device worked, instantly causing a high-speed flow of the ML-80 aqueous solution of 0.1% concentration from the annulus of the production string into the inner cavity of the implosion chamber, while from the annulus of the well was drawn into the implosion chamber and the annulus of the production string fluid with contaminating material in a volume of 30 and 90 liters, respectively of course.
При закачке в колонну НКТ еще двух литров водного раствора МЛ-80 0,1% концентрации сработал узел прерывания потока рабочей жидкости устройства УИГИ IU-122, который обеспечил истечение из устройства водного раствора МЛ-80 0,1% концентрации под давлением в межтрубное пространство эксплуатационной колонны с импульсами давления, величина которых составила 5,0 МПа. При дальнейшей закачке водного раствора МЛ-80 0,1% концентрации определили приемистость скважины, которая составила 13,5 м3/час при величине максимального давления на манометре насосного агрегата, равном 7,0 МПа.When another two liters of an aqueous solution of ML-80 0.1% concentration was pumped into the tubing string, the unit for interrupting the flow of the working fluid of the UIGI IU-122 device worked, which ensured the outflow of the aqueous solution of the ML-80 device from 0.1% concentration under pressure into the annulus production casing with pressure pulses, the value of which amounted to 5.0 MPa. With further injection of an aqueous solution of ML-80 0.1% concentration, the injectivity of the well was determined, which was 13.5 m 3 / h with a maximum pressure on the pressure gauge of the pump unit equal to 7.0 MPa.
При открытой межтрубной задвижке перешли на закачку в колонну НКТ 4,0 м3 дистиллятного раствора реагента «Тюмень» 0,1% концентрации, величина объема которого была определена по условию «не менее текущего объема заколонного пространства скважины», равного 3,7 м3, согласно расчетам по величине текущего радиуса скважины. Вновь перешли на закачку в колонну НКТ водного раствора МЛ-80 0,1% концентрации, и закачкой его в объеме 1,2 м3 довели дистиллятный раствор реагента «Тюмень» 0,1% концентрации до устройства УИГИ IU-122. Закрыли межтрубную задвижку, и на минимальных режимах работы насосного агрегата закачкой 4,1 м3 водного раствора МЛ-80 0,1% концентрации продавили дистиллятный раствор реагента «Тюмень» 0,1% концентрации в заколонное пространство скважины. Открыли межтрубную задвижку, переобвязали наземные технологические линии для обеспечения работы насосного агрегата по схеме «сам на себя» и при средних и максимальных режимах работы насосного агрегата в течение 3 часов продолжали закачку водного раствора МЛ-80 0,1% концентрации, при этом через полтора часа в потоке появились следы углеводородных веществ, а через два часа - содержание углеводородных веществ в водном растворе МЛ-80 0,1% концентрации составило практически полтора процента. Вновь определили приемистость, которая составила 16,5 м3/час при величине максимального давления на манометре насосного агрегата, равном 7,0 МПа.With an open annular valve, they transferred to the tubing string 4.0 m 3 of the Tyumen reagent distillate solution of 0.1% concentration, the volume of which was determined by the condition “not less than the current volume of the annulus of the well” equal to 3.7 m 3 , according to calculations according to the value of the current radius of the well. They again switched to the injection into the tubing string of an aqueous solution of ML-80 0.1% concentration, and pumping it in a volume of 1.2 m 3 brought the distillate solution of Tyumen reagent 0.1% concentration to the UIGI IU-122 device. The annular valve was closed, and at minimum operating conditions of the pumping unit, 4.1 m 3 of an aqueous solution of ML-80 of 0.1% concentration was pumped with a distillate solution of Tyumen reagent 0.1% concentration into the annulus of the well. They opened the annular valve, re-lined the ground processing lines to ensure the operation of the pump unit according to the “on-site” scheme, and at medium and maximum operating modes of the pump unit continued to pump the ML-80 aqueous solution of 0.1% concentration for 3 hours, while after one and a half hours, traces of hydrocarbon substances appeared in the stream, and after two hours, the content of hydrocarbon substances in the ML-80 aqueous solution of 0.1% concentration was almost one and a half percent. The injectivity was again determined, which was 16.5 m 3 / h with a maximum pressure on the pressure gauge of the pump unit equal to 7.0 MPa.
На всех этапах закачки водного раствора МЛ-80 0,1% концентрации и дистиллятного раствора реагента «Тюмень» 0,1% концентрации принудительное реверсивное движение запорного узла в корпусе имплозионной камеры устройства УИГИ IU-122 вызывало низкочастотные колебания частиц растворов в межтрубном пространстве эксплуатационной колонны против продуктивного пласта.At all stages of the injection of an aqueous solution of ML-80 0.1% concentration and a distillate solution of the Tyumen reagent 0.1% concentration, the forced reverse movement of the shut-off unit in the implant chamber of the UIGI IU-122 device caused low-frequency oscillations of the solution particles in the annulus of the production casing against the reservoir.
Подняли технологическую колонну НКТ с устройством УИГИ IU-122, демонтировали хвостовик имплозионной камеры и отобрали пробы материала, находящегося во внутренней полости хвостовика. Лабораторный анализ отобранных проб показал наличие большого количества минеральных механических частиц и обломков цементного камня, нерастворимых солей с превалирующим содержанием тяжелых углеводородов и вязкой эмульсии.The tubing string with the UIGI IU-122 device was lifted, the shank of the implosion chamber was dismantled, and samples of the material located in the inner cavity of the shank were taken. Laboratory analysis of the samples revealed the presence of a large number of mineral mechanical particles and fragments of cement stone, insoluble salts with a prevailing content of heavy hydrocarbons and a viscous emulsion.
На подъемном лифте из 73 мм насосно-компрессорных труб спустили насосно-глубинное оборудование с размещением всасывающего клапана на глубине 1210 м и запустили скважину в эксплуатацию с дебитом безводной нефти, равным 15,3 т/сут, при глубине динамического уровня, равной 450 м.Pumping equipment was lowered from a 73 mm tubing lift with a suction valve placed at a depth of 1210 m and a well was put into operation with an anhydrous oil flow rate of 15.3 t / d at a dynamic depth of 450 m.
Положительная динамика изменения приемистости скважины, которая определялась после осуществления основных технологических операций, наличие загрязняющего материала в хвостовике имплозионной камеры, а также значения эксплуатационных показателей работы скважины после реализации всего способа, свидетельствующие не только о восстановлении, но и о приросте дебита нефти, убедительно показывают преимущества и высокую эффективность способа.The positive dynamics of the well injectivity, which was determined after the main technological operations, the presence of contaminating material in the shank of the implosion chamber, as well as the values of the operational performance of the well after the entire method, indicating not only recovery but also an increase in oil production, convincingly show the advantages and high efficiency of the method.
Таким образом, предлагаемый способ интенсификации скважинной добычи нефти является высокоэффективным геолого-техническим мероприятием и может при широком внедрении принести значительный народно-хозяйственный эффект.Thus, the proposed method of intensification of borehole oil production is a highly effective geological and technical measure and can, with widespread adoption, bring a significant national economic effect.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011132470/03A RU2473797C1 (en) | 2011-08-02 | 2011-08-02 | Method for intensifying oil extraction from well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011132470/03A RU2473797C1 (en) | 2011-08-02 | 2011-08-02 | Method for intensifying oil extraction from well |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2473797C1 true RU2473797C1 (en) | 2013-01-27 |
Family
ID=48807051
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011132470/03A RU2473797C1 (en) | 2011-08-02 | 2011-08-02 | Method for intensifying oil extraction from well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2473797C1 (en) |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2241265A (en) * | 1990-02-26 | 1991-08-28 | Marathon Oil Co | Method and apparatus for introducing treatment fluid into a subterranean formation |
| WO1995023909A1 (en) * | 1994-03-04 | 1995-09-08 | Valery Petrovich Dyblenko | Method of exploiting an oil-bearing seam |
| RU2108452C1 (en) * | 1996-05-06 | 1998-04-10 | Орлов Григорий Алексеевич | Method for treating bottom-hole zone of bed |
| RU2175058C2 (en) * | 1999-03-22 | 2001-10-20 | Шарифуллин Ришад Яхиевич | Process of action on face zone of pool and gear for its implementation |
| RU2180938C2 (en) * | 1999-12-15 | 2002-03-27 | Кузнецов Александр Иванович | Process of machining of face zone of well and gear for its realization |
| RU2195544C1 (en) * | 2001-04-11 | 2002-12-27 | Открытое акционерное общество Научно-производственное объединение "Буровая техника" | Device for producing hydraulic pressure pulses in well (versions) |
| RU2209303C1 (en) * | 2001-12-14 | 2003-07-27 | Открытое акционерное общество НПФ "Геофизика" | Automatic pressure pulser |
| RU2366806C1 (en) * | 2007-12-28 | 2009-09-10 | Валерий Петрович Дыбленко | Physical effect method used during development of hydrocarbon deposit, and bore-hole plant for method's realisation |
-
2011
- 2011-08-02 RU RU2011132470/03A patent/RU2473797C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB2241265A (en) * | 1990-02-26 | 1991-08-28 | Marathon Oil Co | Method and apparatus for introducing treatment fluid into a subterranean formation |
| WO1995023909A1 (en) * | 1994-03-04 | 1995-09-08 | Valery Petrovich Dyblenko | Method of exploiting an oil-bearing seam |
| RU2108452C1 (en) * | 1996-05-06 | 1998-04-10 | Орлов Григорий Алексеевич | Method for treating bottom-hole zone of bed |
| RU2175058C2 (en) * | 1999-03-22 | 2001-10-20 | Шарифуллин Ришад Яхиевич | Process of action on face zone of pool and gear for its implementation |
| RU2180938C2 (en) * | 1999-12-15 | 2002-03-27 | Кузнецов Александр Иванович | Process of machining of face zone of well and gear for its realization |
| RU2195544C1 (en) * | 2001-04-11 | 2002-12-27 | Открытое акционерное общество Научно-производственное объединение "Буровая техника" | Device for producing hydraulic pressure pulses in well (versions) |
| RU2209303C1 (en) * | 2001-12-14 | 2003-07-27 | Открытое акционерное общество НПФ "Геофизика" | Automatic pressure pulser |
| RU2366806C1 (en) * | 2007-12-28 | 2009-09-10 | Валерий Петрович Дыбленко | Physical effect method used during development of hydrocarbon deposit, and bore-hole plant for method's realisation |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2478778C2 (en) | Treatment method of productive formation, and downhole equipment for its implementation | |
| RU2366806C1 (en) | Physical effect method used during development of hydrocarbon deposit, and bore-hole plant for method's realisation | |
| RU2343275C2 (en) | Method of intensification of natural gas extraction from coal beds | |
| RU2340769C1 (en) | Method of development and exploration of wells and of intensifying of oil-gas influx of heavy high viscous oils and facility for implementation of this method | |
| RU2327027C2 (en) | Processing method of bottomhole zone | |
| CN106761650A (en) | Oil, many microcrack pressure break block releasing techniques of well | |
| US3743017A (en) | Use of fluidic pressure fluctuation generator to stimulate underground formations | |
| RU2542016C1 (en) | Method of well bore zone treatment for productive formation | |
| RU2737632C1 (en) | Pulsed hydraulic fracturing method | |
| Khusnutdinova et al. | Experience of applying the shock wave impact method for the bottomhole zone | |
| RU2344281C1 (en) | Method of well bottom zone development | |
| RU2584253C2 (en) | Method for reactant-wave treatment of bottomhole formation zone with filtration pressure waves | |
| RU2266404C1 (en) | Well bore zone treatment method | |
| RU2703093C2 (en) | Treatment method of borehole zone of low-permeable bed and device for its implementation | |
| RU2666845C1 (en) | Impulsive hydraulic fracturing method | |
| RU2473797C1 (en) | Method for intensifying oil extraction from well | |
| RU2258803C1 (en) | Production bed treatment method | |
| RU2383720C1 (en) | Procedure of well bottomhole zone treatment | |
| RU2566343C1 (en) | Method for pulse-wave treatment of productive formation, and device for its implementation | |
| RU2477799C1 (en) | Method for hydraulic treatment of coal bed | |
| RU2511167C1 (en) | Treatment method for bottomhole zone of well equipped with bottom-hole oil pump | |
| RU2584191C2 (en) | Method for hydraulic fracturing of productive formation | |
| RU2296215C1 (en) | Method for well bottom zone treatment | |
| Biletskiy et al. | THE CHOICE OF OPTIMAL METHODS FOR THE DEVELOPMENT OF WATER WELLS IN THE CONDITIONS OF THE TONIREKSHIN FIELD (KAZAKHSTAN). | |
| US20150000905A1 (en) | Method for Hydrodynamic Stimulation of the Bottom of a Seam |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20150803 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20160520 |
|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE Effective date: 20160706 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180803 |