RU2555718C1 - Treatment and cleanup method of bottom-hole zone, and device for its implementation - Google Patents
Treatment and cleanup method of bottom-hole zone, and device for its implementation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2555718C1 RU2555718C1 RU2014126980/03A RU2014126980A RU2555718C1 RU 2555718 C1 RU2555718 C1 RU 2555718C1 RU 2014126980/03 A RU2014126980/03 A RU 2014126980/03A RU 2014126980 A RU2014126980 A RU 2014126980A RU 2555718 C1 RU2555718 C1 RU 2555718C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pressure
- receiver
- well
- zone
- tubing
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно к способам увеличения притока нефти на добывающих скважинах и приемистости нагнетательных скважин.The invention relates to the field of the oil industry, and in particular to methods of increasing the flow of oil to producing wells and injectivity of injection wells.
Известен способ очистки призабойной зоны скважин импульсным дренированием, включающий формирование депрессионного перепада давления между призабойной зоной пласта и полостью насосно-компрессорных труб, путем спуска в скважину герметичной колонны насосно-компрессорных труб, заполненной воздухом при атмосферном давлении, с прерывателем и пакером на нижнем конце, установки пакера в скважине выше, а прерывателя напротив интервала перфорации, стравливание давления при интенсивном передвижении флюида из призабойной зоны пласта по насосно-компрессорным трубам к дневной поверхности при открытии прерывателя, создание периодических импульсов давления в призабойной зоне пласта путем коммутации прерывателем потока жидкости, см. "Метод КИИ", Попова А.А. Ударные воздействия на призабойную зону скважин. М., Недра, 1990 г., с. 46-47.A known method of cleaning the bottom-hole zone of wells by pulsed drainage, including the formation of a depression of the differential pressure between the bottom-hole zone of the formation and the cavity of the tubing, by lowering into the well a sealed string of tubing filled with air at atmospheric pressure, with a breaker and a packer at the lower end, the packer installation in the well is higher, and the breaker opposite the perforation interval, pressure relief during intensive movement of fluid from the bottomhole formation zone to the pump of tubing to the surface at the opening of the breaker, the creation of periodic pressure pulses in the bottomhole formation zone by switching the fluid flow interrupter, see. "A method of CAI" A. Popov Impact effects on the bottomhole zone of wells. M., Nedra, 1990, p. 46-47.
Известен также способ очистки призабойной зоны скважин импульсным дренированием, включающий формирование депрессионного перепада давления между призабойной зоной и пласта и полостью насосно-компрессорных труб путем спуска в обсадную колонну скважины колонны насосно-компрессорных труб с прерывателем и пакером на нижнем конце, установки пакера в скважине выше, а прерывателя напротив интервала перфорации, спуска в колонну насосно-компрессорных труб плунжера с клапаном на канате и создание разрежения в насосно-компрессорных трубах при подъеме плунжера наземным тяговым устройством внутри полости прерывателя, стравливание давления при интенсивном передвижении флюида из призабойной зоны пласта по насосно-компрессорным трубам к дневной поверхности в момент открытия плунжером отверстий в прерывателе, создание периодических импульсов давления в призабойной зоне пласта путем коммутации прерывателем потока жидкости при возвратно-поступательном движении плунжера, см. "Метод многократной депрессии", Попова А.А. Ударные воздействия на призабойную зону скважин. М., Недра, 1990 г., с. 108-109.There is also a method of cleaning the bottom-hole zone of wells by impulse drainage, which includes the formation of a depressurized differential pressure between the bottom-hole zone and the formation and the cavity of the tubing by lowering the tubing string into the casing of the well with a breaker and packer at the lower end, installing the packer in the well above and the breaker opposite the interval of perforation, descent into the string of tubing of the plunger with a valve on the rope and creating a vacuum in the tubing at raising the plunger with a ground traction device inside the cavity of the interrupter, relieving pressure during intensive movement of fluid from the bottomhole formation zone along the tubing to the surface at the moment the plunger opens the holes in the interrupter, creating periodic pressure pulses in the bottomhole formation zone by switching the fluid flow switch back - progressive movement of the plunger, see "Method of multiple depression", Popova AA Impact effects on the bottomhole zone of wells. M., Nedra, 1990, p. 108-109.
Недостатками вышеуказанных способов являются их малая эффективность из-за значительных затрат на спуск-подъем скважинного оборудования, невозможность контроля и регулирования процесса обработки и очистки призабойной зоны скважин.The disadvantages of the above methods are their low efficiency due to the significant costs of the descent of the downhole equipment, the inability to control and regulate the processing and cleaning of the bottom-hole zone of the wells.
Наиболее близким по технической сущности является способ обработки и очистки призабойной зоны скважины импульсным дренированием, включающий формирование компрессионного перепада давления между призабойной зоной пласта и полостью насосно-компрессорных труб путем закачки флюида, стравливание давления при передвижении флюида из призабойной зоны к дневной поверхности, создание периодических импульсов давления в призабойной зоне пласта, повторение этапов стравливания и создания импульсов давления, контроль за этими этапами на каждом цикле при одной и той же производительности закачки флюида, при этом депрессионный перепад давления между призабойной зоной пласта и полостью насосно-компрессорных труб создают путем закачки флюида в скважину при создании заданного давления в ресивере в течение подпериода нагнетания, а сброс до заданного давления производят при открытии клапана управления в течение подпериода сброса через ресивер, который соединен со скважиной, при этом давление контролируют по устьевому датчику и датчику давления призабойной зоны.The closest in technical essence is the method of processing and cleaning the bottom-hole zone of the well by impulse drainage, including the formation of a compression differential pressure between the bottom-hole zone of the formation and the cavity of the tubing by injecting fluid, bleeding off the pressure when moving the fluid from the bottom-hole zone to the surface, creating periodic pulses pressure in the bottom-hole zone of the formation, repeating the steps of bleeding and creating pressure pulses, monitoring these stages at each when the fluid injection rate is the same, the pressure drop between the bottom-hole zone of the formation and the cavity of the tubing is created by pumping fluid into the well when the set pressure in the receiver is created during the injection sub-period, and discharge to the set pressure is performed when opening the control valve during the sub-period of the discharge through the receiver, which is connected to the well, while the pressure is controlled by the wellhead sensor and the pressure sensor of the bottomhole zone.
Устройство для осуществления способа обработки и очистки призабойной зоны скважин импульсным дренированием, содержащее скважину с обсадной колонной и интервалом перфорации в ней на уровне призабойной зоны пласта с устьевой арматурой, содержащей насосно-компрессорные трубы, выкидную линию из насосно-компрессорных труб, установленных в скважине от интервала перфорации до устьевой арматуры и после нее, наземную сборную емкость с отверстием для связи с атмосферным давлением, к которой подсоединена внескважинная часть выкидной линии, при этом насосно-компрессорные трубы дополнены хвостовиком из груб меньшего внутреннего диаметра, чем насосно-компрессорные трубы, устройство снабжено ресивером с датчиком давления, считывающим электронным устройством, последовательно соединенным с датчиком давления, таймером, приемной трубой затрубного пространства, которая смонтирована на устьевой арматуре и соединена выкидной линией с нижней частью ресивера, насосом, который установлен между внескважинной частью насосно-компрессорных труб и верхней частью сборной емкости, клапаном управления с приводом от считывающего электронного устройства и от таймера, причем клапан управления установлен в выкидной линии между устьевой арматурой и нижней частью сборной емкости, а нижний конец хвостовика расположен в призабойной зоне пласта ниже интервала перфорации, на котором смонтирован датчик давления призабойной зоны, см. RU Патент №2272902, МПК Е21В 43/25 (2006.01), 2006.A device for implementing a method of processing and cleaning the bottom-hole zone of wells by impulse drainage, comprising a well with a casing string and a perforation interval in it at the bottom-hole zone of the formation with wellhead fittings containing tubing, a flow line from tubing installed in the well from the interval of perforation before and after wellhead reinforcement, a ground collecting tank with a hole for communication with atmospheric pressure, to which the downhole part of the flow line is connected, at The tubing is supplemented with a shank of a coarse smaller inner diameter than the tubing, the device is equipped with a receiver with a pressure sensor, an electronic reading device, connected in series with a pressure sensor, a timer, a receiving pipe of the annular space, which is mounted on the wellhead and connected flow line with the bottom of the receiver, the pump, which is installed between the downhole part of the tubing and the upper part of the collecting tank, valve control by an electronic reader and a timer, the control valve being installed in the flow line between the wellhead and the lower part of the collecting tank, and the lower end of the liner is located in the bottomhole formation zone below the perforation interval on which the bottomhole pressure sensor is mounted, see RU Patent No. 2272902, IPC Е21В 43/25 (2006.01), 2006.
Недостатками указанного способа и устройства для его осуществления являются недостаточная обработка и очистка призабойной зоны для эффективной и стабильной работы скважины.The disadvantages of this method and device for its implementation are insufficient processing and cleaning of the bottomhole zone for effective and stable operation of the well.
Задачей изобретения является повышение эффективности и стабильности работы скважины при сохранении структуры коллектора.The objective of the invention is to increase the efficiency and stability of the well while maintaining the structure of the reservoir.
Техническая задача решается тем, что в способе обработки и очистки призабойной зоны скважины импульсным дренированием, включающем формирование компрессионного перепада давления между призабойной зоной пласта и полостью насосно-компрессорных труб путем закачки флюида, стравливание давления при передвижении флюида из призабойной зоны к дневной поверхности, создание периодических импульсов давления в призабойной зоне пласта, повторение этапов стравливания и создания импульсов давления, контроль за этими этапами на каждом цикле при одной и той же производительности закачки флюида, при этом депрессионный перепад давления между призабойной зоной пласта и полостью насосно-компрессорных труб создают путем закачки флюида в скважину при создании заданного давления в первом ресивере в течение подпериода нагнетания, а сброс до заданного давления производят через первый ресивер при открытии клапана в течение подпериода сброса, при этом давление контролируют по устьевому датчику и датчику давления призабойной зоны, согласно изобретению при достижении максимальной скорости установившегося потока флюида в затрубном пространстве за подпериод нагнетания приводят в действие погружной отсекатель потока, а при достижении максимального давления за подпериод нагнетания в призабойной зоне пласта подключают второй ресивер.The technical problem is solved by the fact that in the method of processing and cleaning the bottom-hole zone of the well by impulse drainage, including the formation of a compression differential pressure between the bottom-hole zone of the formation and the cavity of the tubing by pumping fluid, bleeding off the pressure when moving the fluid from the bottom-hole zone to the surface, creating periodic pressure pulses in the bottom-hole zone of the formation, repeating the steps of bleeding and creating pressure pulses, monitoring these stages on each cycle at the same and the same productivity of fluid injection, while the depression of the pressure difference between the bottom-hole zone of the formation and the cavity of the tubing is created by pumping fluid into the well when creating a predetermined pressure in the first receiver during the sub-injection period, and discharge to the desired pressure through the first receiver when the valve is opened during the relief sub-period, the pressure is monitored by the wellhead sensor and the bottom hole pressure sensor according to the invention when the maximum speed is reached and the steady-state fluid flow in the annulus during the sub-period of injection, the submersible flow shutoff is activated, and when the maximum pressure is reached during the sub-period of injection in the bottom-hole zone of the formation, a second receiver is connected.
Техническая задача решается также устройством для осуществления способа обработки и очистки призабойной зоны скважины импульсным дренированием, содержащим скважину с обсадной колонной и интервалом перфорации в ней на уровне призабойной зоны пласта с устьевой арматурой, содержащей насосно-компрессорные трубы, которые дополнены хвостовиком из труб меньшего внутреннего диаметра, чем насосно-компрессорные трубы, а нижний конец хвостовика расположен в призабойной зоне пласта ниже интервала перфорации, на котором смонтирован датчик давления призабойной зоны, выкидную линию из насосно-компрессорных труб, установленных в скважине от интервала перфорации до устьевой арматуры и после нее, сборная емкость соединена с затрубным пространством, устройство снабжено первым ресивером с датчиком давления, считывающим электронным устройством, последовательно соединенным с датчиком давления, таймером, приемной трубой, которая соединена с нижней частью первого ресивера, соединенной с насосно-компрессорной трубой, устройство снабжено насосом, который установлен между трубами, соединяющими затрубное пространство скважины с нижней частью сборной емкости, клапаном сброса с приводом от считывающего электронного устройства и от таймера, причем клапан сброса установлен в выкидной линии между устьевой арматурой и нижней частью сборной емкости, согласно изобретению первый ресивер соединен с насосно-компрессорной трубой скважины, устройство дополнительно снабжено вторым ресивером, который через автоматически регулируемый клапан соединен с затрубным пространством скважины, а хвостовик дополнительно снабжен погружным отсекателем потока.The technical problem is also solved by a device for implementing a method for processing and cleaning the bottom-hole zone of a well by impulse drainage, containing a well with a casing string and a perforation interval in it at the bottom-hole zone of a formation with wellhead fittings containing tubing, which are complemented by a shank of pipes of smaller internal diameter than tubing, and the lower end of the liner is located in the bottomhole formation zone below the perforation interval on which the pressure sensor is mounted bottom hole zone, flow line from tubing installed in the well from the perforation interval to the wellhead and after it, the collection tank is connected to the annulus, the device is equipped with a first receiver with a pressure sensor, an electronic reading device connected in series with the pressure sensor, a timer, a receiving pipe, which is connected to the lower part of the first receiver connected to the tubing, the device is equipped with a pump that is installed between the pipes, soy sagging the annulus of the well with the lower part of the collecting tank, a relief valve driven by a reading electronic device and from a timer, and the relief valve is installed in the flow line between the wellhead and the lower part of the collecting tank, according to the invention, the first receiver is connected to the tubing of the well, the device is additionally equipped with a second receiver, which is connected through an automatically adjustable valve to the annulus of the well, and the shank is additionally equipped with a submersible m shut off flow.
Решение технической задачи позволяет повысить эффективность и стабильность работы скважины путем раскрытия плохопроницаемых пор пласта, а при использовании во флюидах жидких или капсулированных реагентов позволяет добиться глубокого и равномерного их распределения при сохранении структуры коллектора за счет использования при обработке и очистке призабойной зоны эффекта стоячих волн и несимметричных пульсаций мягкого воздействия на пористое пространство коллектора.The solution to the technical problem allows to increase the efficiency and stability of the well’s work by revealing poorly permeable pores of the formation, and when using liquid or encapsulated reagents in the fluids, it is possible to achieve a deep and uniform distribution while maintaining the reservoir structure due to the use of standing waves and asymmetric effects when processing and cleaning the bottom-hole zone pulsations of soft impact on the porous space of the reservoir.
На Фиг. 1 представлена принципиальная схема устройства; на Фиг. 2 представлена временная диаграмма работы устройства; на Фиг. 3 представлен график временной зависимости изменения величины расхода флюида в призабойной зоне пласта.In FIG. 1 shows a schematic diagram of a device; in FIG. 2 shows a timing diagram of the operation of the device; in FIG. 3 is a graph of the time dependence of the change in fluid flow rate in the bottomhole formation zone.
Устройство, см. Фиг. 1, содержит скважину 1 с обсадной колонной 2 и интервалом перфорации 3 на уровне призабойной зоны пласта 4 с устьевой арматурой 5, первый ресивер 6 с датчиком давления 7, считывающее электронное устройство 8, последовательно соединенное с датчиками давления 7, таймером 9, выкидную линию, состоящую из насосно-компрессорных труб 11, которые дополнены хвостовиком 10, собранным из насосно-компрессорных труб с меньшим внутренним диаметром, чем трубы 11, погружного клапана-отсекателя 22, приемную трубу 15, которая смонтирована на одной стороне устьевой арматуры 5, соединена трубой 12 с нижней частью первого ресивера 6, соединенной с насосно-компрессорной трубой, клапан сброса 16 с приводом 17 от считывающего устройства 8 и от таймера 9, причем клапан сброса 16 установлен между трубой 13 и затрубным пространством скважины, насос 18 установлен между трубами 14, соединяющими затрубное пространство скважины с нижней частью сборной емкости 19, сборная емкость 19 с отверстием 20 для связи с атмосферой соединена с затрубным пространством. Скважинную часть откидной линии собирают по мере спуска в обсадную колону 2 с таким подбором труб, чтобы хвостовик 10 по окончании спуска скважинной части выкидной линии находился ниже интервала перфорации 3, при этом на хвостике 10 смонтирован датчик давления 21 призабойной зоны. Заявляемое устройство снабжено вторым ресивером 24. Первый ресивер 6 соединен с насосно-компрессорной трубой 11 скважины 1, а второй ресивер 24 через автоматически регулируемый клапан 23 соединен с затрубным пространством. Нагнетание насосом 18 из сборной емкости 19 производится в затрубное пространство, сброс флюида осуществляется из затрубного пространства через автоматически регулируемый клапан сброса 16.The device, see FIG. 1, comprises a
Способ обработки и очистки призабойной зоны скважины импульсным дренированием, см. Фиг. 2, включает формирование компрессионного перепада давления между призабойной зоной пласта и полостью насосно-компрессорных труб путем закачки флюида из сборной емкости, стравливание давления при передвижении флюида из призабойной зоны к дневной поверхности. Периодические импульсы давления в призабойной зоне пласта, повторение этапов сброса и создания импульсов давления, контроль за этими этапами на каждом цикле осуществляют при одной и той же производительности закачки флюида, при этом депрессионный перепад давления между призабойной зоной пласта и полостью насосно-компрессорных труб создают путем закачки флюида в скважину при создании заданного давления в первом ресивере 6, нижняя часть которого соединена посредством приемной трубы 15 с насосно-компрессорной трубой скважины, в течение подпериода нагнетания, а сброс до заданного давления через первый ресивер производят при открытии клапана в течение подпериода сброса.The method of processing and cleaning the bottom-hole zone of the well by impulse drainage, see FIG. 2 includes the formation of a compression differential pressure between the bottom-hole zone of the formation and the cavity of the tubing by pumping fluid from a collection tank, pressure relief when moving fluid from the bottom-hole zone to the surface. Periodic pressure pulses in the bottom-hole zone of the formation, repetition of the stages of discharge and generation of pressure pulses, control of these stages in each cycle is carried out at the same fluid injection rate, while the depression of the pressure difference between the bottom-hole zone of the formation and the cavity of the tubing is created by fluid injection into the well when creating a predetermined pressure in the
Формирование компрессионного перепада давления между призабойной зоной пласта и полостью насосно-компрессорных труб ведут путем закачки флюида из сборной емкости 19, которая соединена с затрубным пространством. Насос 18 установлен между трубами 14, соединяющими затрубное пространством скважины с нижней частью сборной емкости. Сброс давления осуществляют путем открытия клапана сброса 16, что вызывает передвижение флюида из призабойной зоны к дневной поверхности по затрубному пространству. При этом давление контролируют по устьевому датчику и датчику давления призабойной зоны. При достижении максимальной скорости установившегося потока флюида в затрубном пространстве за подпериод нагнетания приводят в действие погружной отсекатель потока 22, а при достижении максимального давления за подпериод нагнетания в призабойной зоне пласта подключают второй ресивер 24.The formation of a compression differential pressure between the bottom-hole zone of the formation and the cavity of the tubing is carried out by pumping fluid from the
То есть посредством насоса 18 флюид - нефтяной растворитель, который может содержать жидкий или капсулированный реагент, из сборной емкости 19 закачивают через затрубное пространство в насосно-компрессорные трубы 11 и хвостовик 10, после чего флюид поднимается вверх к устьевой арматуре 5. При достижении максимальной скорости потока флюида в затрубном пространстве приводят в действие погружной отсекатель потока 22, что интенсифицирует физико-химические процессы воздействия на призабойную зону скважины. Сигнал на "закрытие" и "открытие" клапана-отсекателя осуществляют через таймер, где задается время "закрытия" T1 (порядка 5-50 сек) и время "открытия" Т2 (порядка 6-60 сек).That is, through
В начале подпериода нагнетания содержимое капсул оказывается в зоне перфорации скважины, откуда залавливается непосредственно в толщу пласта при дальнейшем нагнетании. Меняя амплитудно-частотные характеристики пульсационного воздействия, подбирают необходимую концентрацию реагента. Подпериод сброса позволяет эжектировать продукты реакции из пористой среды нефтяного коллектора и транспортировать их далее к устью.At the beginning of the injection sub-period, the contents of the capsules are in the perforation zone of the well, from where it is captured directly into the formation with further injection. Changing the amplitude-frequency characteristics of the pulsation effect, select the necessary concentration of the reagent. The discharge sub-period allows the reaction products to be ejected from the porous medium of the oil reservoir and transported further to the mouth.
В подпериод закачки флюида формируют давление в воздушной подушке первого ресивера 6. При достижении в ресивере заданного давления (1,5-4 МПа) через считывающее электронное устройство подается сигнал на привод, открывается клапан 23 второго ресивера 24. Сигнал на "открытие" клапана второго ресивера может быть осуществлен через таймер 9.In the subperiod of fluid injection, pressure is generated in the air cushion of the
Посредством открытия второго ресивера флюид из затрубного пространства заполняет второй ресивер 24 до минимального объема в нем газовой шапки. Граница фаз в ресивере отражает импульс давления, вызванный открытием клапана 23. После преодоления сил инерции потока газовая шапка в ресивере начинает расширяться, формируя стоячую волну в скважине с максимумом амплитуды на глубине перфорации. Посредством этого в призабойной зоне пласта возникают перетоки флюида в системе пор коллектора, которые способствуют более глубокому и равномерному распределению реагента в нем. Сигнал на "открытие" и "закрытие" клапана второго ресивера 24 осуществляют через таймер 9, где задается время "открытия" Т3 (порядка 50-100 сек) и время "закрытия" Т4 (порядка 60-200 сек). Далее открывается клапан сброса 16, через который происходит сброс флюида (жидкости) из скважины через устьевую арматуру в сборную емкость 19. При достижении в первом ресивере 6 нижней величины заданного давления поступает сигнал на считывающее электронное устройство, далее на привод и клапан сброса 16 закрывается. Сигнал на "закрытие" и "открытие" клапана сброса может быть осуществлен также и через таймер 9, где задается время подпериод нагнетания τнаг (порядка 60-150 сек) и время подпериода сброса τсброс (порядка 100-300 сек), далее циклы периодических пульсаций повторяются, т.е. в подпериоды нагнетания клапан сброса закрыт, а в подпериоды сброса открыт, см. Фиг. 2. Срабатыванию клапана слива соответствует время Т5.By opening the second receiver, fluid from the annulus fills the
Динамика движения жидкости в скважине и ресиверах представлена на Фиг. 3 в зависимости от времени, при следующих параметрах: подпериод нагнетания τнаг составляет 150 с и подпериод сброса τсброс составляет 150 с, время срабатывания погружного отсекателя составляет 8 с при времени T1 - время начала срабатывания клапана 12 с, и времени Т2 - окончание работы отсекателя 20 с при следующих исходных данных: глубина скважины составляет 1500 м, размер ресиверов при радиусе, равном 0,3 м, высотой 1 м, параметры насоса - рабочее давление нагнетания 20 атм, расход флюида 0,3 м3/мин, проницаемость пласта 1 мкм2, вязкость флюида 0,35·10-3 Па·с, и плотность флюида равна 750 кг/м3. Рассмотрена модель призабойной зоны без кальматации и скин-эффекта с приемом флюида.The dynamics of fluid movement in the well and receivers is shown in FIG. 3, depending on the time, with the following parameters: the discharge sub-period τ nag is 150 s and the discharge sub-period τ discharge is 150 s, the response time of the submersible shutter is 8 s at time T 1 is the valve start-up time of 12 s, and the time T 2 is shutter shutdown is completed for 20 s with the following initial data: well depth is 1,500 m, receiver size with a radius of 0.3 m, 1 m high, pump parameters —
На графике четко выражены пики повышения расхода флюида в пласт при срабатывании отсекателя потока на 12-й секунде, 312 секунде, 612 секунде, что приводит к раскрытию плохо проницаемых микропор и подготовке призабойной зоны пласта к принятию основного объема флюида или флюида с реагентом. Далее наблюдается постепенное увеличение расхода флюида практически в два раза от первоначального уровня расхода и последующая стабилизация на 110 секунде, 380 секунде, 680 секунде. Включения сливного клапана соответствуют 150 секунде, 450 секунде, 750 секунде, которые характеризуют возвращение расхода флюида на исходный уровень.The graph clearly shows peaks of increased fluid flow into the formation when the flow cutoff is triggered at the 12th second, 312 second, 612 second, which leads to the opening of poorly permeable micropores and preparation of the bottomhole formation zone to accept the bulk of the fluid or fluid with the reagent. Further, a gradual increase in fluid flow rate is almost doubled from the initial flow rate and subsequent stabilization at 110 seconds, 380 seconds, 680 seconds. The inclusions of the drain valve correspond to 150 seconds, 450 seconds, 750 seconds, which characterize the return of fluid flow to the initial level.
Таким образом, заявляемый объект по сравнению с прототипом позволяет повысить эффективность и стабильность работы скважины путем раскрытия плохопроницаемых пор пласта, а при использовании во флюидах жидких или капсулированных реагентов позволяет добиться глубокого и равномерного их распределения при сохранении структуры коллектора за счет использования при обработке и очистке призабойной зоны эффекта стоячих волн и несимметричных пульсаций мягкого воздействия на пористое пространство коллектора.Thus, the claimed object in comparison with the prototype allows to increase the efficiency and stability of the well by revealing poorly permeable pores of the formation, and when used in fluids, liquid or encapsulated reagents can achieve a deep and uniform distribution while maintaining the structure of the reservoir due to the use of bottom-hole during processing and cleaning zones of the effect of standing waves and asymmetric pulsations of a soft effect on the porous space of the reservoir.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014126980/03A RU2555718C1 (en) | 2014-07-01 | 2014-07-01 | Treatment and cleanup method of bottom-hole zone, and device for its implementation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014126980/03A RU2555718C1 (en) | 2014-07-01 | 2014-07-01 | Treatment and cleanup method of bottom-hole zone, and device for its implementation |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2555718C1 true RU2555718C1 (en) | 2015-07-10 |
Family
ID=53538508
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014126980/03A RU2555718C1 (en) | 2014-07-01 | 2014-07-01 | Treatment and cleanup method of bottom-hole zone, and device for its implementation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2555718C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2644368C1 (en) * | 2016-12-26 | 2018-02-09 | Александр Владимирович Шипулин | Impulsive hydraulic fracturing method |
| RU2680563C1 (en) * | 2018-04-05 | 2019-02-22 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН) | Method and device for formation geomechanical impact |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2159326C1 (en) * | 1999-12-15 | 2000-11-20 | Закрытое акционерное общество "РИТЭК-Внедрение" | Process and gear for development and clearing of face zone of wells by pulse drainage |
| RU2258803C1 (en) * | 2004-04-14 | 2005-08-20 | Дыбленко Валерий Петрович | Production bed treatment method |
| RU2272902C1 (en) * | 2004-09-29 | 2006-03-27 | Закрытое Акционерное Общество "Кулон-2" | Method and device for well bottom zone development and cleaning by impulse drainage |
| RU2344281C1 (en) * | 2007-05-14 | 2009-01-20 | Александр Владимирович Шипулин | Method of well bottom zone development |
| US7677317B2 (en) * | 2006-12-18 | 2010-03-16 | Conocophillips Company | Liquid carbon dioxide cleaning of wellbores and near-wellbore areas using high precision stimulation |
-
2014
- 2014-07-01 RU RU2014126980/03A patent/RU2555718C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2159326C1 (en) * | 1999-12-15 | 2000-11-20 | Закрытое акционерное общество "РИТЭК-Внедрение" | Process and gear for development and clearing of face zone of wells by pulse drainage |
| RU2258803C1 (en) * | 2004-04-14 | 2005-08-20 | Дыбленко Валерий Петрович | Production bed treatment method |
| RU2272902C1 (en) * | 2004-09-29 | 2006-03-27 | Закрытое Акционерное Общество "Кулон-2" | Method and device for well bottom zone development and cleaning by impulse drainage |
| US7677317B2 (en) * | 2006-12-18 | 2010-03-16 | Conocophillips Company | Liquid carbon dioxide cleaning of wellbores and near-wellbore areas using high precision stimulation |
| RU2344281C1 (en) * | 2007-05-14 | 2009-01-20 | Александр Владимирович Шипулин | Method of well bottom zone development |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2644368C1 (en) * | 2016-12-26 | 2018-02-09 | Александр Владимирович Шипулин | Impulsive hydraulic fracturing method |
| RU2680563C1 (en) * | 2018-04-05 | 2019-02-22 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН) | Method and device for formation geomechanical impact |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2376701C (en) | Gas recovery apparatus, method and cycle having a three chamber evacuation phase for improved natural gas production and down-hole liquid management | |
| RU2620665C2 (en) | System and method for advanced fluid extraction from gas wells | |
| RU2490442C1 (en) | Method for well completion | |
| RU2349747C1 (en) | Method of treatment of well bottomhole zone | |
| RU2327027C2 (en) | Processing method of bottomhole zone | |
| CN102900406B (en) | Pressure pulse oil well production increasing device and application process thereof | |
| RU2555718C1 (en) | Treatment and cleanup method of bottom-hole zone, and device for its implementation | |
| RU2652412C1 (en) | Method of acidizing bottomhole formation zone with carbonate reservoir | |
| RU2436944C1 (en) | Procedure for development of reservoir of well by swabbing and device for its implementation | |
| RU2737632C1 (en) | Pulsed hydraulic fracturing method | |
| RU2344281C1 (en) | Method of well bottom zone development | |
| RU2272902C1 (en) | Method and device for well bottom zone development and cleaning by impulse drainage | |
| RU2432456C1 (en) | Device for development of well with swabbing | |
| RU2431737C1 (en) | Procedure for development of oil-water deposit | |
| RU2644368C1 (en) | Impulsive hydraulic fracturing method | |
| RU2383720C1 (en) | Procedure of well bottomhole zone treatment | |
| RU2675134C1 (en) | Impulsive hydraulic fracturing method | |
| RU2011135865A (en) | METHOD FOR INSULATING FLOOR WATER FLOW IN DEPTH AND HORIZONTAL WELLS | |
| RU2444620C1 (en) | Method for formation well bore zone treatment | |
| RU120997U1 (en) | DEVICE FOR REPEATED IMPLOSION | |
| RU2483200C1 (en) | Method of hydrodynamic action on bottom-hole formation zone | |
| RU2491418C1 (en) | Method to develop multizone oil reservoir | |
| RU2006126466A (en) | METHOD FOR PROCESSING BOTTOM-HOLE ZONE OF OIL-PRODUCING WELLS AND DEVICE FOR ITS IMPLEMENTATION | |
| RU2511167C1 (en) | Treatment method for bottomhole zone of well equipped with bottom-hole oil pump | |
| RU2477799C1 (en) | Method for hydraulic treatment of coal bed |