RU2555977C1 - Hydrocarbon stimulation production technique - Google Patents
Hydrocarbon stimulation production technique Download PDFInfo
- Publication number
- RU2555977C1 RU2555977C1 RU2014124259/03A RU2014124259A RU2555977C1 RU 2555977 C1 RU2555977 C1 RU 2555977C1 RU 2014124259/03 A RU2014124259/03 A RU 2014124259/03A RU 2014124259 A RU2014124259 A RU 2014124259A RU 2555977 C1 RU2555977 C1 RU 2555977C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pressure
- well
- reservoir
- pulses
- fluid
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Fluid-Pressure Circuits (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для интенсификации добычи углеводородов, в частности нефти или газоконденсата, в скважинах - повышения коэффициента их извлечения из продуктивного пласта за счет обработки призабойной зоны этого пласта, вскрытого скважинами, участвующими в разработке пласта.The invention relates to the oil industry and can be used to intensify the production of hydrocarbons, in particular oil or gas condensate, in wells - increase the coefficient of their extraction from the reservoir by treating the bottom-hole zone of this reservoir, opened by the wells involved in the development of the reservoir.
Известен способ интенсификации добычи углеводородов, предусматривающий использование в скважине колонны насосно-компрессорных труб, устройства с цилиндром, выполненным с радиальными окнами, поршнем в цилиндре и излучателем на цилиндре. С помощью устройства генерируют импульсы давления за счет использования энергии столба жидкости, заполняющей скважину (см. патент РФ №2490422, 20.08.2013).A known method of intensifying hydrocarbon production, involving the use in the well of a string of tubing, a device with a cylinder made with radial windows, a piston in the cylinder and a radiator on the cylinder. Using the device, pressure pulses are generated by using the energy of a liquid column filling a well (see RF patent No. 2490422, 08/20/2013).
Недостатком известного способа являются его ограниченные возможности по интенсификации добычи нефти, обусловленные недостаточной энергетикой воздействия на продуктивный пласт.The disadvantage of this method is its limited ability to intensify oil production, due to insufficient energy impact on the reservoir.
Известен способ интенсификации добычи углеводородов, в соответствии с которым осуществляют последовательную газо-импульсную обработку продуктивного пласта в зоне его перфорации путем воздействия импульсами давления с заданной энергией и длительностью колебания ударной волны до их полного затухания, а затем генерируют импульсы давления с меньшей энергией, но при определенной частоте колебаний (см. патент РФ 2105874, 27.02.1998).A known method of intensifying hydrocarbon production, in accordance with which sequential gas-pulse treatment of the reservoir in the zone of its perforation by exposure to pressure pulses with a given energy and duration of the shock wave until their complete attenuation, and then generate pressure pulses with lower energy, but at a certain frequency of oscillations (see RF patent 2105874, 02.27.1998).
Недостатком известного способа является недостаточная степень повышения продуктивности скважин при добыче углеводородов, обусловленная отсутствием комплексного воздействия на призабойную зону продуктивного пласта - слагающие его породы и насыщающие его флюиды, в том числе привнесенные в процессе разработки, недостаточная степень увеличения проницаемости пласта, воздействия на зону кольматации.The disadvantage of this method is the insufficient degree of increase in productivity of wells during hydrocarbon production, due to the lack of a complex effect on the bottom-hole zone of a productive formation - the rocks that form it and the fluids saturating it, including those introduced during the development process, insufficient degree of increase in permeability of the formation, effects on the zone of mudding.
Техническим результатом изобретения является повышение коэффициента продуктивности и достижение начальной проницаемости призабойной зоны пласта в скважинах за счет раскрытия сети трещин в продуктивном пласте с преобладанием вертикальных трещин, повышения массообмена в зоне фильтрации и надежности очистки зоны фильтрации от продуктов техногенной кольматации.The technical result of the invention is to increase the productivity coefficient and achieve the initial permeability of the bottom-hole formation zone in wells by opening a network of cracks in the reservoir with a predominance of vertical cracks, increasing mass transfer in the filtration zone and reliability of cleaning the filtration zone from technogenic mudding products.
Необходимый технический результат достигается тем, что способ интенсификации добычи углеводородов включает герметизацию устья скважины, временную консервацию скважины путем помещения в ней жидкости, блокирующей приток флюида из продуктивного пласта, создание в скважине избыточного давления на начальной фазе, превышающего гидростатическое давление столба жидкости, действующего на продуктивный пласт, на заданную величину, дальнейшее повышение давления в скважине с созданием серии импульсов повышения давления в режиме резонансных колебаний с заданной частотой, последующую замену блокирующей жидкости в скважине на рабочую жидкость с одновременным созданием в скважине серии импульсов повышения давления, продавку рабочей жидкости в продуктивный пласт с поддержанием режима импульсного воздействия на продуктивный пласт на другой частоте, отличной от ранее заданной, до дальнейшего повышения давления в продуктивном пласте на конечной фазе до установленной величины, после чего осуществляют резкое снижение давления сериями импульсов с обеспечением разрыва сплошности гидравлической среды в зоне продуктивного пласта, при этом интервалы времени между импульсами в операциях с повышением давления принимают отличными от интервалов времени между импульсами в операциях с понижением давления.The required technical result is achieved by the fact that the method of intensifying hydrocarbon production includes sealing the wellhead, temporarily preserving the well by placing a fluid in it that blocks the flow of fluid from the reservoir, creating an excess pressure in the well at the initial phase that exceeds the hydrostatic pressure of the fluid column acting on the reservoir formation, by a given value, a further increase in pressure in the well with the creation of a series of pressure increase pulses in the resonance mode oscillations with a given frequency, the subsequent replacement of the blocking fluid in the well with a working fluid with the simultaneous creation of a series of pressure increase pulses in the well, the pumping of the working fluid into the reservoir with the regime of pulsed action on the reservoir at a different frequency from the previously set, until further increase pressure in the reservoir at the final phase to a specified value, after which a sharp decrease in pressure is carried out by a series of pulses with a continuity gap The hydraulic medium in the producing formation zone, wherein the time intervals between the pulses with an increase in pressure operations take different from time intervals between the pulses in the pressure reducing operations.
Кроме того:Besides:
давление на начальной фазе создают с превышением гидростатического давления столба жидкости, действующего на продуктивный пласт, на 30-40%;the pressure in the initial phase is created by exceeding the hydrostatic pressure of the liquid column acting on the reservoir by 30-40%;
серии импульсов повышения давления в режиме резонансных колебаний осуществляют с частотой 0,2-1 Гц;a series of pulses for increasing pressure in the resonant mode is carried out with a frequency of 0.2-1 Hz;
давление на конечной фазе создают с превышением гидростатического давления столба жидкости, действующего на продуктивный пласт, на 50-70%;the pressure in the final phase is created with the excess of the hydrostatic pressure of the liquid column acting on the reservoir, by 50-70%;
давление в скважине создают с использованием инертного газа;pressure in the well is created using inert gas;
инертный газ закачивают в верхнюю часть скважины;inert gas is pumped into the upper part of the well;
избыточное давление создают с помощью пневматического генератора импульсов давления;excessive pressure is created using a pneumatic pressure pulse generator;
в качестве рабочего тела пневматического генератора импульсов давления используют инертный газ;inert gas is used as the working fluid of the pneumatic pressure pulse generator;
в качестве инертного газа используют азот или гелий.nitrogen or helium is used as an inert gas.
Сущность изобретения заключается в том, что скважину приготавливают к полномасштабному воздействию на продуктивный пласт. Для этого ее переводят в режим консервации с закачкой в нее блокирующей жидкости. В качестве блокирующей жидкости используют, например, растворы хлористого кальция или магния с добавками, например, гидрофобизирующими или гидрофилизирующими поры продуктивного пласта в зависимости от условий. Затем на начальной фазе в скважине плавно (статически) повышают давление сверх гидростатического с одновременной оценкой отклика продуктивного пласта на это давление. При необходимости меняют динамику повышения давления. Доводят это давление до установленной величины, например, на 30-40%, превышающей гидростатическое давление. В результате, в зоне продуктивного пласта создают объемное напряженное состояние породы. Затем осуществляют дальнейшее повышение давления в скважине, но за счет создания серии импульсов давления - резкого повышения давления. Импульсное воздействие на объемно напряженную зону продуктивного пласта обеспечивает инициирование густой сети естественных трещин продуктивного пласта. Использование при этом колебаний, резонансных с продуктивным пластом, обеспечивает инициирование вертикальных трещин продуктивного пласта в этой сети, причем с их преобладанием, что особенно важно для продуктивных пластов, расчлененных пропластками с разными фильтрационными свойствами. При этом режим резонансных импульсных колебаний осуществляют с заданной частотой, обеспечивающей объемную активацию пор и трещин продуктивного пласта. Продолжение импульсного воздействия при замене блокирующей жидкости в скважине на рабочую жидкость обеспечивает возможность разрушения структуры блокирующей жидкости и подготовки ее для удаления из продуктивного пласта, неизбежно в него поступившей при консервации скважины. Важным при этом является дальнейшее повышение давления в продуктивном пласте на конечной фазе в среде рабочей жидкости до установленной величины, что представляет собой своеобразную накачку продуктивного пласта потенциальной энергией до установленной величины, например, на 50-70%, превышающей гидростатическое давление, и при другой частоте колебаний. При этом давлении ранее инициированные трещины раскрываются в более полной мере и готовы к обработки рабочей жидкостью. В качестве рабочей жидкости используют растворы кислот, например соляной или плавиковой, или растворителей, например спиртов или сероуглерода. Переход на другую частоту колебаний обеспечивает нарушение режима ранее заданного состояния системы, ставшего условно стационарным с привычными каналами фильтрации. Другой частотой меняют привычные каналы фильтрации и подключают зоны затрудненного дренирования, т.е. переводят систему в более масштабное состояние массообмена в зоне фильтрации. Далее на устье скважины осуществляют резкое снижение давления в скважине сериями. Ранее созданный запас потенциальной энергии заданной величины и резкое ее высвобождение обеспечивают разрыв сплошности гидравлической среды в стволе скважины и зоне продуктивного пласта. В результате разрыва сплошности гидравлической среды образуются полости с пониженным давлением. В эти полости поступают кольматанты призабойной зоны продуктивного пласта, продукты распада блокирующей жидкости и асфальтосмолопарафиновых отложений.The essence of the invention lies in the fact that the well is prepared for full-scale impact on the reservoir. To do this, it is transferred into conservation mode with the injection of blocking fluid into it. As a blocking liquid, for example, solutions of calcium or magnesium chloride are used with additives, for example, hydrophobizing or hydrophilizing pores of the reservoir, depending on the conditions. Then, at the initial phase in the well, the pressure is gradually (statically) increased above the hydrostatic pressure with a simultaneous assessment of the response of the reservoir to this pressure. If necessary, change the dynamics of increasing pressure. Bring this pressure to a predetermined value, for example, 30-40% higher than hydrostatic pressure. As a result, a volumetric stress state of the rock is created in the zone of the reservoir. Then carry out a further increase in pressure in the well, but by creating a series of pressure pulses - a sharp increase in pressure. The pulsed effect on the volumetric stressed zone of the reservoir ensures the initiation of a dense network of natural fractures in the reservoir. The use of vibrations resonant with the reservoir, in this case, initiates vertical cracks in the reservoir in this network, with their predominance, which is especially important for reservoirs divided by interlayers with different filtration properties. In this case, the mode of resonant pulsed oscillations is carried out with a given frequency, providing volumetric activation of pores and cracks in the reservoir. The continuation of the pulse action when replacing the blocking fluid in the well with a working fluid provides the possibility of destroying the structure of the blocking fluid and preparing it for removal from the reservoir, which inevitably entered it during the conservation of the well. What is important in this case is a further increase in pressure in the reservoir at the final phase in the working fluid medium to a set value, which is a kind of pumping of the reservoir with potential energy up to a set value, for example, 50-70% higher than hydrostatic pressure, and at a different frequency fluctuations. At this pressure, previously initiated cracks open more fully and are ready to be processed with a working fluid. As the working fluid, solutions of acids, for example hydrochloric or hydrofluoric, or solvents, for example alcohols or carbon disulfide, are used. Switching to a different oscillation frequency provides a violation of the previously set state of the system, which has become conditionally stationary with the usual filtering channels. The usual filtering channels are changed at a different frequency and the zones of difficult drainage are connected, i.e. transfer the system to a larger scale state of mass transfer in the filtration zone. Then, at the wellhead, a sharp decrease in pressure in the well is carried out in series. The previously created stock of potential energy of a given value and its sharp release provide a break in the continuity of the hydraulic medium in the wellbore and in the zone of the reservoir. As a result of the discontinuity of the hydraulic medium, cavities with reduced pressure are formed. Colmatants of the bottom-hole zone of the reservoir, decay products of blocking fluid and asphalt-resin-paraffin deposits enter these cavities.
Интервалы времени между импульсами в операциях с повышением давления и в операциях со снижением давления принимают отличными друг от друга для дальнейшего углубления нестационарности системы и возбуждения новых каналов фильтрации с дополнительными источниками массообмена. При этом обеспечивают возможность постоянной подстройки системы колебаний в оптимальный и, в том числе, резонансный режим в течение всего процесса реализации способа. При частом следовании импульсов они накладываются друг на друга, препятствуя, например, резонированию системы или компенсируя друг друга. При редком следовании импульсов волны быстро затухают, не производя необходимого воздействия на продуктивный пласт. Возбуждение именно резонансных колебаний столба жидкости в скважине при нестационарном - постоянно меняющемся состоянии системы, обеспечивает эффективность обработки прискважинной зоны продуктивного пласта.The time intervals between pulses in operations with increasing pressure and in operations with decreasing pressure are assumed to be different from each other to further deepen the unsteadiness of the system and excite new filtering channels with additional mass transfer sources. At the same time, it is possible to continuously adjust the oscillation system to the optimal and, including, resonant mode during the whole process of implementing the method. With frequent repetition of pulses, they overlap each other, preventing, for example, resonance of the system or compensating each other. With a rare pulse repetition, the waves quickly decay, without producing the necessary effect on the reservoir. The excitation of precisely the resonant oscillations of a fluid column in a well during an unsteady - constantly changing state of the system ensures the efficiency of processing the near-wellbore zone of the reservoir.
При импульсном воздействии происходит сжатие столба жидкости с последующей разгрузкой. Для сжатия столба жидкости может быть использован инертный газ. Его можно закачать в верхнюю часть предварительно загерметизированной скважины как в режиме плавного повышения давления, так и в импульсном режиме. Газ с его повышенными текучими свойствами обеспечивает возможность резкого - импульсного снижения давления в скважине, например, через задвижку на устье скважины с шаровым затвором. Для импульсного воздействия может быть использован пневматический генератор импульсов давления. С его применением расход рабочего газа на одно воздействие обычно составляет от 10 дм3 до 50 дм3 при начальном давлении 10,0-15,0 МПа. Генератор устанавливают на устье скважины, обеспечивают гидравлическое сообщение с обсадной колонной труб, межтрубным пространством или насосно-компрессорными трубами (НКТ), заполненными необходимой жидкостью. Генератор использует энергию сжатого газа для резкой нагрузки давлением гидростатического столба жидкости в верхней его части. Жидкость в НКТ используют как волновод и как колебательную систему, что в совокупности обеспечивает в нижней части гидростатического столба жидкости колебания давления вокруг гидростатического. Фронт первых двух импульсов повышения и понижения давления - собственно колебательный процесс как отклик на импульс изменения давления, имеет ударный характер. Последующие колебания имеют относительно плавный характер, а их частоту (f0) определяют по выражению:When pulsed, the liquid column is compressed with subsequent unloading. An inert gas may be used to compress the liquid column. It can be pumped into the upper part of a previously sealed well, both in the mode of smooth pressure increase and in the pulse mode. Gas with its increased flow properties provides the possibility of a sharp - impulse pressure drop in the well, for example, through a valve at the wellhead with a ball valve. For pulsed action, a pneumatic pressure pulse generator can be used. With its application, the flow rate of the working gas per exposure is usually from 10 dm 3 to 50 dm 3 at an initial pressure of 10.0-15.0 MPa. The generator is installed at the wellhead, provide hydraulic communication with the casing pipe, annulus or tubing, filled with the necessary fluid. The generator uses the energy of compressed gas for a sharp load by the pressure of a hydrostatic liquid column in its upper part. The fluid in the tubing is used as a waveguide and as an oscillating system, which together provides pressure fluctuations around the hydrostatic in the lower part of the hydrostatic column of liquid. The front of the first two pulses of pressure increase and decrease - the oscillatory process itself as a response to the pressure change pulse, has an impact character. Subsequent oscillations are relatively smooth in nature, and their frequency (f 0 ) is determined by the expression:
f0=C/4Ho, Гц,f 0 = C / 4H o , Hz,
где Ho - длина столба жидкости в НКТ;where H o - the length of the liquid column in the tubing;
C - скорость звука в скважинной жидкости.C is the speed of sound in the well fluid.
На рис. 1 приведена диаграмма распространения импульсов давления при воздействии пневматическим генератором давления в скважине с колонной НКТ, цементным мостом на глубине 1270 м и вскрытым кумулятивной перфорацией продуктивным пластом. Разгрузка устья от избыточного давления произведена в момент максимального сжатия жидкости в скважине, который в данном случае соответствует времени пробега волны давления от устья до забоя и обратно. При начальном давлении сжатого газа 10 МПа максимальное давление на устье составило 4 МПа, а в призабойной зоне на уровне продуктивного пласта - 6,1 МПа, что обусловлено сложением падающей и отраженной волн давления от произведенного импульса давления. Максимальная амплитуда импульса снижения давления в призабойной зоне составила 4,2 МПа. Число достаточно интенсивных колебаний давления достигает 8-10, после чего их амплитуда составляет 30% от первоначальной.In fig. Figure 1 shows a diagram of the propagation of pressure pulses when exposed to a pneumatic pressure generator in a well with a tubing string, a cement bridge at a depth of 1270 m and a productive formation opened by cumulative perforation. The unloading of the mouth from overpressure was made at the time of maximum compression of the fluid in the well, which in this case corresponds to the travel time of the pressure wave from the mouth to the bottom and back. At an initial pressure of compressed gas of 10 MPa, the maximum pressure at the wellhead was 4 MPa, and in the bottom-hole zone at the level of the reservoir — 6.1 MPa, which is due to the addition of the incident and reflected pressure waves from the generated pressure pulse. The maximum amplitude of the pressure reduction pulse in the near-wellbore zone was 4.2 MPa. The number of sufficiently intense pressure fluctuations reaches 8-10, after which their amplitude is 30% of the original.
Амплитуда импульсов снижения давления в призабойной зоне определяется уровнем давления Pk в момент максимального сжатия жидкости в скважине. При условии, что с помощью генератора обеспечивают Pk=(0,5-0,7)Pг, где Pг - гидростатическое давление на забое. Уровень снижения давления достигает гидростатического давления, а при дальнейшем повышении Pk в призабойной зоне происходит разрыв сплошности гидравлической среды скважины.The amplitude of the pressure reduction pulses in the bottomhole zone is determined by the pressure level P k at the time of maximum compression of the fluid in the well. Provided that using the generator provide P k = (0.5-0.7) P g , where P g - hydrostatic pressure at the bottom. The level of pressure reduction reaches hydrostatic pressure, and with a further increase in P k in the bottom-hole zone, the continuity of the hydraulic medium of the well ruptures.
При Pk=(0,5-0,7)Pг разрывы сплошности гидравлической среды наблюдают до третьего колебания столба жидкости в скважине. В период действия снижения давления, превышающего гидростатическое давление на забое, начинается хаотическое образование и схлопывание полостей разыва сплошности гидравлической среды.When P k = (0.5-0.7) P g, discontinuities in the hydraulic medium are observed until the third oscillation of the liquid column in the well. During the period of the pressure reduction exceeding the hydrostatic pressure at the bottom, the chaotic formation and collapse of the cavities of the rupture of the continuity of the hydraulic medium begins.
Основным фактором разрушения пород призабойной зоны пласта является ударное воздействие, передаваемое через столб скважинной жидкости при нагрузке-разгрузке устья скважины, и разрыв сплошности гидравлической среды в нижней части - зоне продуктивного пласта в периоды падения в ней давления ниже гидростатического.The main factor in the destruction of rocks in the bottom-hole formation zone is the impact transmitted through the borehole column during loading and unloading of the wellhead and the discontinuity of the hydraulic medium in the lower part - the zone of the productive formation during periods of pressure drop below the hydrostatic pressure.
Для достижения последнего эффекта упомянутый выше генератор должен иметь соответствующий запас сжатого газа, который обеспечивает поддержание избыточного давления на устье до величины Pk=(0,5-0,7)Pг.To achieve the last effect, the generator mentioned above must have an appropriate supply of compressed gas, which ensures the maintenance of excess pressure at the mouth to the value of P k = (0.5-0.7) P g .
Резкое снижение давления в скважине может быть обеспечено также с применением генератора отрицательного давления, который помещают в нижней части НКТ в зоне продуктивного пласта.A sharp decrease in pressure in the well can also be achieved using a negative pressure generator, which is placed in the lower part of the tubing in the zone of the reservoir.
Пример реализации способаAn example implementation of the method
На начальном этапе цикла обработки извлекают скважинное оборудование и спускают НКТ до забоя, например, с импульсным генератором отрицательного давления на конце. Скважину до устья заполняют блокирующей жидкостью, например раствором хлористого кальция и вязкоупругим составом - ВУС в нижней ее части. Таким образом, путем помещения в ствол скважины жидкости, которая блокирует приток флюида из продуктивного пласта, осуществляют временную консервацию скважины. Создают в скважине избыточное давление на начальной фазе, превышающее гидростатическое давление столба жидкости, действующее на продуктивный пласт, на 30%, чем переводят систему в объемное напряженное состояние. Затем обеспечивают дальнейшее повышение давления в скважине с созданием серии импульсов повышения давления в режиме резонансных колебаний. Для этого осуществляют раскачку системы на разных частотах и, возможно, амплитудах с контролем отклика на резонирование. Находят необходимый режим с заданной частотой колебаний, например 0,5 Гц. Осуществляют замену блокирующей жидкости в скважине на рабочую жидкость с одновременным созданием в скважине серии импульсов повышения давления. Осуществляют продавку рабочей жидкости в продуктивный пласт с поддержанием режима импульсного воздействия на продуктивный пласт, но на другой частоте, например на частоте 1 Гц, до дальнейшего повышения давления в продуктивном пласте на конечной фазе до величины, превышающей гидростатическое давление на 70%. После этого осуществляют резкое снижение давления сериями импульсов с использованием генератора отрицательного давления с обеспечением разрыва сплошности гидравлической среды в зоне продуктивного пласта, условия для чего предварительно созданы запасом потенциальной энергии в продуктивном пласте - избыточным давлением на конечной фазе и резкой сменой события - резким стравливанием газа на устье скважины. При этом интервалы времени между импульсами в операциях с повышением давления принимают, например, 3 мин, а интервалы времени между импульсами в операциях с понижением давления, принимают, например, 5 мин, чем одно нестационарное состояние системы заменяют другим нестационарным состоянием системы, что, в целом, увеличивает массообмен внутри колебательной системы, запущенной импульсами давления с тем или иным знаком. В случае использования пневматического генератора его устанавливают на устье скважины, соединяют его и затрубное пространство скважины со сливной емкостью. После каждого импульса воздействия, возбуждаемого в призабойной зоне продуктивного пласта, возникает отклик в виде 10-20 постепенно затухающих колебаний давления. Не все они являются активными. Для восстановления гидродинамической связи скважины с пластом после ее снижения в процессе эксплуатации обычно достаточно серии импульсов давления в виде 4-6 воздействий.At the initial stage of the treatment cycle, downhole equipment is removed and the tubing is lowered to the bottom, for example, with a pulsed negative pressure generator at the end. The well to the mouth is filled with a blocking fluid, for example, a solution of calcium chloride and a viscoelastic composition - HCL in its lower part. Thus, by placing liquid in the wellbore that blocks the flow of fluid from the reservoir, temporary conservation of the well is carried out. Create in the well an excess pressure in the initial phase, which exceeds the hydrostatic pressure of the liquid column acting on the reservoir, by 30%, which translates the system into a volumetric stress state. Then provide a further increase in pressure in the well with the creation of a series of pulses of pressure increase in the resonant mode. To do this, the system is swinging at different frequencies and, possibly, amplitudes with a response to resonance control. Find the necessary mode with a given oscillation frequency, for example 0.5 Hz. The blocking fluid in the well is replaced with a working fluid with the simultaneous generation of a series of pressure increase pulses in the well. Squeeze the working fluid into the reservoir while maintaining the pulse mode of impact on the reservoir, but at a different frequency, for example, at a frequency of 1 Hz, until the pressure in the reservoir is further increased at the final phase to a value exceeding hydrostatic pressure by 70%. After that, a sharp decrease in pressure is carried out by a series of pulses using a negative pressure generator to ensure a break in the continuity of the hydraulic medium in the zone of the reservoir, the conditions for which are previously created by the potential energy reserve in the reservoir - overpressure in the final phase and a sharp change of event - sharp bleeding of gas on wellhead. In this case, the time intervals between pulses in operations with increasing pressure take, for example, 3 minutes, and the time intervals between pulses in operations with decreasing pressure, take, for example, 5 minutes, than one non-stationary state of the system is replaced by another non-stationary state of the system, which, in as a whole, it increases the mass transfer inside the oscillatory system, triggered by pressure pulses with one or another sign. In the case of using a pneumatic generator, it is installed at the wellhead, connecting it and the annular space of the well with a drain tank. After each impact pulse, excited in the bottom-hole zone of the reservoir, a response occurs in the form of 10-20 gradually damped pressure fluctuations. Not all of them are active. To restore the hydrodynamic connection of the well with the formation after its decline during operation, a series of pressure pulses in the form of 4-6 effects is usually sufficient.
В результате комплекса вышеописанных приемов обеспечивают повышение коэффициента продуктивности и достижение начальной проницаемости призабойной зоны пласта в скважинах за счет раскрытия сети трещин в продуктивном пласте с преобладанием вертикальных трещин, повышения массообмена в зоне фильтрации и надежности очистки зоны фильтрации от продуктов техногенной кольматации, намытой в процессе эксплуатации скважины. При этом зависимые пункты формулы влияют на заявленный технический результат путем оптимизации отмеченных в описании явлений.As a result of the complex of the above-described techniques, they increase the productivity coefficient and achieve the initial permeability of the bottom-hole formation zone in wells by opening a network of cracks in the reservoir with a predominance of vertical cracks, increasing mass transfer in the filtration zone and reliability of cleaning the filtration zone from man-made mud products washed during operation wells. Moreover, the dependent claims affect the claimed technical result by optimizing the phenomena noted in the description.
Применение предложенного способа импульсно-волнового воздействия возможно как для добывающих, так и нагнетательных скважин. В последних за счет импульсно-волнового воздействия обеспечивают повышение приемистости.The application of the proposed method of pulsed-wave exposure is possible for both producing and injection wells. In the latter, due to the pulsed-wave action, they provide an increase in throttle response.
Claims (9)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014124259/03A RU2555977C1 (en) | 2014-06-17 | 2014-06-17 | Hydrocarbon stimulation production technique |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014124259/03A RU2555977C1 (en) | 2014-06-17 | 2014-06-17 | Hydrocarbon stimulation production technique |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2555977C1 true RU2555977C1 (en) | 2015-07-10 |
Family
ID=53538625
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014124259/03A RU2555977C1 (en) | 2014-06-17 | 2014-06-17 | Hydrocarbon stimulation production technique |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2555977C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2645684C1 (en) * | 2016-10-07 | 2018-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-Технологический Центр "Геомеханика" (ООО "НТЦ "Геомеханика") | Method of directional loading of the plast |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4437518A (en) * | 1980-12-19 | 1984-03-20 | Norman Gottlieb | Apparatus and method for improving the productivity of an oil well |
| RU2105874C1 (en) * | 1996-04-09 | 1998-02-27 | Государственная академия нефти и газа им.И.М.Губкина | Method for treating down-hole zone of well bed |
| RU2180938C2 (en) * | 1999-12-15 | 2002-03-27 | Кузнецов Александр Иванович | Process of machining of face zone of well and gear for its realization |
| RU2200832C2 (en) * | 2001-04-12 | 2003-03-20 | Дыбленко Валерий Петрович | Method of treatment of critical area of formation and gear for its realization |
| RU2231631C1 (en) * | 2002-12-15 | 2004-06-27 | Дыбленко Валерий Петрович | Method of development of an oil pool |
| RU2355879C1 (en) * | 2007-08-14 | 2009-05-20 | Александр Владимирович Шипулин | Procedure of treatment of well bottomhole zone |
| RU2462586C2 (en) * | 2010-11-26 | 2012-09-27 | Закрытое акционерное общество "РЕНФОРС" | Method of synergetic reactant-impulse-wave treatment of bottom-hole formation zone and plant for its implementation |
| RU2012148165A (en) * | 2012-11-13 | 2014-05-20 | Закрытое акционерное общество "РЕНФОРС" | METHOD FOR INCREASING HYDROCARBON PRODUCTION USING REAGENT-PULSE INFLUENCE ON A WELL AND A PRODUCTIVE LAYER AND A DEVICE FOR IMPLEMENTING THE METHOD |
-
2014
- 2014-06-17 RU RU2014124259/03A patent/RU2555977C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4437518A (en) * | 1980-12-19 | 1984-03-20 | Norman Gottlieb | Apparatus and method for improving the productivity of an oil well |
| RU2105874C1 (en) * | 1996-04-09 | 1998-02-27 | Государственная академия нефти и газа им.И.М.Губкина | Method for treating down-hole zone of well bed |
| RU2180938C2 (en) * | 1999-12-15 | 2002-03-27 | Кузнецов Александр Иванович | Process of machining of face zone of well and gear for its realization |
| RU2200832C2 (en) * | 2001-04-12 | 2003-03-20 | Дыбленко Валерий Петрович | Method of treatment of critical area of formation and gear for its realization |
| RU2231631C1 (en) * | 2002-12-15 | 2004-06-27 | Дыбленко Валерий Петрович | Method of development of an oil pool |
| RU2355879C1 (en) * | 2007-08-14 | 2009-05-20 | Александр Владимирович Шипулин | Procedure of treatment of well bottomhole zone |
| RU2462586C2 (en) * | 2010-11-26 | 2012-09-27 | Закрытое акционерное общество "РЕНФОРС" | Method of synergetic reactant-impulse-wave treatment of bottom-hole formation zone and plant for its implementation |
| RU2012148165A (en) * | 2012-11-13 | 2014-05-20 | Закрытое акционерное общество "РЕНФОРС" | METHOD FOR INCREASING HYDROCARBON PRODUCTION USING REAGENT-PULSE INFLUENCE ON A WELL AND A PRODUCTIVE LAYER AND A DEVICE FOR IMPLEMENTING THE METHOD |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2645684C1 (en) * | 2016-10-07 | 2018-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-Технологический Центр "Геомеханика" (ООО "НТЦ "Геомеханика") | Method of directional loading of the plast |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2343275C2 (en) | Method of intensification of natural gas extraction from coal beds | |
| US3302720A (en) | Energy wave fractureing of formations | |
| US3640344A (en) | Fracturing and scavenging formations with fluids containing liquefiable gases and acidizing agents | |
| US7770638B2 (en) | Method for completion, maintenance and stimulation of oil and gas wells | |
| US8082989B2 (en) | Method for impulse stimulation of oil and gas well production | |
| RU2460876C1 (en) | Method for performing pulse hydraulic fracturing of carbonate formation | |
| RU2392425C1 (en) | Pulse hydrorupture implementation method | |
| US3743017A (en) | Use of fluidic pressure fluctuation generator to stimulate underground formations | |
| RU2327027C2 (en) | Processing method of bottomhole zone | |
| RU2298650C1 (en) | Coal formation hydraulic processing method | |
| RU2562358C1 (en) | Development method of deposits of high-viscosity oils and bitumens | |
| RU2409738C1 (en) | Pulse hydraulic fracturing method | |
| RU2682409C1 (en) | Impulsive hydraulic fracturing method | |
| RU2507390C1 (en) | Method of pulse hydraulic fracturing implementation | |
| RU2737632C1 (en) | Pulsed hydraulic fracturing method | |
| RU2344281C1 (en) | Method of well bottom zone development | |
| RU2266404C1 (en) | Well bore zone treatment method | |
| RU2555977C1 (en) | Hydrocarbon stimulation production technique | |
| RU2383720C1 (en) | Procedure of well bottomhole zone treatment | |
| RU2675134C1 (en) | Impulsive hydraulic fracturing method | |
| RU2258803C1 (en) | Production bed treatment method | |
| RU2644368C1 (en) | Impulsive hydraulic fracturing method | |
| RU2477799C1 (en) | Method for hydraulic treatment of coal bed | |
| RU2444620C1 (en) | Method for formation well bore zone treatment | |
| RU2584191C2 (en) | Method for hydraulic fracturing of productive formation |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| TK4A | Correction to the publication in the bulletin (patent) |
Free format text: AMENDMENT TO CHAPTER -FG4A- IN JOURNAL: 19-2015 FOR TAG: (73) |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190618 |