RU2817366C1 - Method of well formation treatment by hydraulic pulse action - Google Patents
Method of well formation treatment by hydraulic pulse action Download PDFInfo
- Publication number
- RU2817366C1 RU2817366C1 RU2023116104A RU2023116104A RU2817366C1 RU 2817366 C1 RU2817366 C1 RU 2817366C1 RU 2023116104 A RU2023116104 A RU 2023116104A RU 2023116104 A RU2023116104 A RU 2023116104A RU 2817366 C1 RU2817366 C1 RU 2817366C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- formation
- cavity
- pressure
- pulses
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 81
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 22
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 32
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 claims abstract description 16
- 230000000740 bleeding effect Effects 0.000 claims abstract description 10
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 claims abstract description 5
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 7
- 238000005056 compaction Methods 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 4
- 239000011347 resin Substances 0.000 abstract description 4
- 229920005989 resin Polymers 0.000 abstract description 4
- 238000011109 contamination Methods 0.000 abstract description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 3
- 230000003001 depressive effect Effects 0.000 abstract 1
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 59
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 5
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
Abstract
Description
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для восстановления и увеличения приемистости нагнетательных и дебита эксплуатационных скважин, также относится к области разработки и эксплуатации залежей углеводородов, а именно к способам волнового воздействия на продуктивные пласты для интенсификации добычи и увеличения конечной отдачи участков залежей с трудноизвлекаемыми или блокированными запасами углеводородов.The invention relates to the field of oil and gas production and can be used to restore and increase the injectivity of injection and production wells, also relates to the field of development and operation of hydrocarbon deposits, namely to methods of wave action on productive formations to intensify production and increase the final return of deposit areas with hard-to-recover or blocked hydrocarbon reserves.
В процессе эксплуатации скважины происходит кольматация призабойной зоны и пласта скважин асфальтосмолопарафиновыми отложениями и механическими примесями. В результате чего снижается уровень приемистости и нефтеотдача пластов скважины. В настоящее время известен ряд способов очистки призабойной зоны от примесей и отложений.During well operation, clogging of the bottomhole zone and well formation occurs with asphalt, resin, paraffin deposits and mechanical impurities. As a result, the level of injectivity and oil recovery of the well formations are reduced. Currently, a number of methods are known for cleaning the bottomhole zone from impurities and deposits.
Известен способ обработки прискважинной зоны пласта, включающий испытание пласта путем герметизации интервала перфорации пласта, вызова притока, восстановления пластового давления с контролем текущих давлений и определением гидродинамических параметров пласта, физическое и импульсное депрессионно-репрессионное воздействие на прискважинную зону пласта с определением текущих значений гидропроводности прискважинной зоны пласта, повторное испытание пласта для оценки эффективности воздействий с отбором и удалением из скважины продуктов обработки, при этом физическое и импульсное депрессионно-репрессионное воздействие осуществляют одновременно до стабилизации текущих значений гидропроводности прискважинной зоны, а режим депрессионно-репрессионного воздействия подбирается таким образом, что объем жидкости, отбираемый из пласта при депрессии в процессе обработки до стабилизации гидропроводности прискважинной зоны, равен объему жидкости залавливаемого в пласт при репрессии, а после стабилизации гидропроводности прискважинной зоны отбираемый объем устанавливается больше залавливаемого объема. (Патент РФ №2123591, опубл.: 20.12.1998).There is a known method for treating the near-well zone of a formation, including testing the formation by sealing the perforation interval of the formation, calling inflow, restoring formation pressure with monitoring current pressures and determining the hydrodynamic parameters of the formation, physical and pulsed depression-repression effects on the near-well zone of the formation with determining the current values of the hydraulic conductivity of the near-well zone formation, repeated testing of the formation to assess the effectiveness of impacts with the selection and removal of treatment products from the well, while physical and pulsed depression-repression effects are carried out simultaneously until the current values of the hydraulic conductivity of the near-well zone are stabilized, and the mode of depression-repression effects is selected in such a way that the volume of liquid , taken from the formation during depression during processing until the hydraulic conductivity of the near-well zone is stabilized, is equal to the volume of liquid trapped in the formation during depression, and after stabilization of the hydraulic conductivity of the near-well zone, the withdrawn volume is set to be greater than the captured volume. (RF Patent No. 2123591, publ.: 12/20/1998).
Способ реализует одновременное физическое и импульсное депрессионно-репрессионное воздействие до стабилизации текущих значений гидропроводности при помощи специального устройства, содержащего комплект пластоиспытательного оборудования, контейнер с аппаратом для физического воздействия, аппаратура для дистанционного контроля давления.The method implements simultaneous physical and pulsed depression-repression effects until the current values of hydraulic conductivity are stabilized using a special device containing a set of formation testing equipment, a container with a device for physical impact, and equipment for remote pressure control.
Для осуществления способа требуется использование колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), демонтаж скважинного оборудования, спуск оборудования и кабеля с применением лебедки и спец техники для создания давления в стволе скважины и призабойной зоне пласта скважины. Указанный перечень работ является достаточно трудоемким и может занимать 3…5 дней.To implement the method, it is necessary to use a string of tubing, dismantling downhole equipment, lowering equipment and cables using a winch and special equipment to create pressure in the wellbore and the near-wellbore zone of the well formation. The specified list of works is quite labor-intensive and can take 3…5 days.
Известен способ очистки скважины от отложений в процессе ее эксплуатации, включающий периодическое создание на устье скважины волн отрицательного давления перекрытием выкидной линии, выдерживанием этой линии в перекрытом положении и последующем открытием, причем перекрытие выкидной линии осуществляют в течении 2…3 мин., выдерживают эту линию в перекрытом положении в течении 5…10 мин., а последующее открытие осуществляют в течении 0,1…2,0 с. (Пат. РФ №1700207,опубл.: 23.12.1991)There is a known method for cleaning a well from deposits during its operation, which includes periodically creating negative pressure waves at the wellhead by closing the flow line, maintaining this line in the closed position and then opening it, and closing the flow line is carried out for 2...3 minutes, maintaining this line in the closed position for 5...10 minutes, and the subsequent opening is carried out within 0.1...2.0 s. (RF Patent No. 1700207, publ.: 12/23/1991)
Однако максимальное изменение давления от гидравлического удара при открытии выкидной линии недостаточно для формирования мощной волны (порядка 1,5 МПа), и действует в течении очень короткого промежутка времени (не более 0,1 секунды) кроме того, необходимо использования специальной техники для создания давления в эксплуатационной колонне скважины.However, the maximum change in pressure from a hydraulic shock when the flow line is opened is not enough to form a powerful wave (about 1.5 MPa), and acts for a very short period of time (no more than 0.1 seconds); in addition, it is necessary to use special equipment to create pressure in the production string of the well.
В качестве ближайшего аналога выбран способ освоения и очистки призабойной зоны скважин импульсным дренированием, включающий формирование депрессионного перепада давления между призабойной зоной пласта и полостью насосно-компрессорных труб, стравливание давления при интенсивном передвижении флюида из призабойной зоны пласта по насосно-компрессорным трубам к дневной поверхности при резком открытии прерывателем полости насосно-компрессорных труб, создание периодических импульсов давления в призабойной зоне пласта путем коммутации прерывателем потока жидкости, при этом депрессионный перепад давления между призабойной зоной пласта и полостью насосно-компрессорных труб формируют путем закачки флюида в затрубное пространство скважины при закрытии прерывателем полости насосно-компрессорных труб, стравливание производят при закрытии на устье полости затрубного пространства и резком открытии прерывателем полости насосно-компрессорных труб, периодические импульсы давления создают в виде затухающей стоячей волны, перемещающейся по полости насосно-компрессорных труб на каждом этапе стравливания давления путем резкого перекрытия полости НКТ прерывателем в период наиболее интенсивного подъема флюида из скважины, затухающие колебания контролируют по устьевому датчику давления, установленному в полости насосно-компрессорных труб, и прерывают в начальный период депрессионного подъема давления на уровне призабойной зоны путем открытия прерывателем полости насосно-компрессорных труб, этапы стравливания, формирования импульсов давления и прерывания последних повторяют до снижения сформированного перепада давления, циклы формирования перепада давления, этапы стравливания с формированием импульсов давления проводят до тех пор пока текущее время формирования перепада давления, контроль за которым производят на каждом цикле и которое возрастает на первых циклах при одной и той же производительности закачки флюида, не сравняется с временем предыдущего цикла, при этом в качестве закачиваемого в скважину флюида для обработки нагнетательных скважин используют техническую воду в композиции с химическими реагентами, в частности техническую воду, а в добывающих скважинах используют нефть в композиции с химическими реагентами, в частности нефть (Пат. РФ №2159326, опубл.: 20.11.2000).As the closest analogue, a method was chosen for the development and cleaning of the bottomhole zone of wells by pulse drainage, which includes the formation of a depression pressure drop between the bottomhole zone of the formation and the cavity of the tubing, releasing pressure during intensive movement of fluid from the bottomhole zone of the formation through the tubing pipes to the day surface at sudden opening of the tubing cavity by a breaker, the creation of periodic pressure pulses in the near-wellbore zone of the formation by switching the liquid flow interrupter, while the depression pressure difference between the near-wellbore zone of the formation and the cavity of the tubing is formed by pumping fluid into the annulus of the well when the cavity is closed by the breaker pump and compressor pipes, bleeding is carried out when the cavity of the annulus is closed at the mouth of the annulus and the cavity of the pump and compressor pipes is suddenly opened by a breaker; periodic pressure pulses are created in the form of a damped standing wave moving along the cavity of the pump and compressor pipes at each stage of pressure bleeding by abruptly closing the cavity Tubing interrupter during the period of the most intense rise of fluid from the well, damped oscillations are controlled by a wellhead pressure sensor installed in the cavity of the tubing pipes, and are interrupted during the initial period of depression pressure rise at the level of the bottom-hole zone by opening the cavity of the tubing pipes with a breaker, bleeding stages , the formation of pressure pulses and the interruption of the latter are repeated until the generated pressure drop decreases, the cycles of the formation of the pressure drop, the stages of bleeding with the formation of pressure pulses are carried out until the current time of formation of the pressure drop, which is monitored at each cycle and which increases in the first cycles at the same productivity of fluid injection, is not equal to the time of the previous cycle, while process water in a composition with chemical reagents, in particular process water, is used as the fluid injected into the well for processing injection wells, and in production wells oil is used in a composition with chemical reagents, in particular oil (Pat. RF No. 2159326, publ.: November 20, 2000).
Недостаток способа - невысокая эффективность очистки скважины вызванная тем, что формирование депрессионного перепада давления осуществляется с дневной поверхности при помощи специальной техники. Резкое повышение давления в стволе скважины приводит к дополнительному уплотнению пласта и его призабойной зоны и перекрытию пор асфальтопарафиносмолистыми отложениями и кольматантами. Последующее гидроимпульсное воздействие в течении продолжительного времени устраняет последствие данного уплотнения призабойной зоны пласта и уже потом выполняет полезную работу, увеличивающее приемистось пласта скважины фонда поддержания пластового давления и нефтеотдачу пластов добывающей скважины.The disadvantage of this method is the low efficiency of well cleaning caused by the fact that the formation of a depression pressure drop is carried out from the day surface using special equipment. A sharp increase in pressure in the wellbore leads to additional compaction of the formation and its bottom-hole zone and blocking of pores with asphalt-paraffin-resin deposits and colmatants. Subsequent hydraulic pulse action over a long period of time eliminates the consequences of this compaction of the bottomhole zone of the formation and only then performs useful work, increasing the injectivity of the reservoir well of the reservoir pressure maintenance fund and the oil recovery of the formations of the producing well.
Кроме этого, указанное повышение давления с дневной поверхности зачастую загрязняет скважинного оборудования (пакера и др.) и может потребовать проведения дополнительных ремонтных работ.In addition, this increase in pressure from the surface often contaminates well equipment (packers, etc.) and may require additional repair work.
Технической задачей на решение которой направлено изобретение является повышение эффективности очистки призабойной зоны пласта и пласта скважины за счет исключения его первоначального уплотнения, загрязнения скважинного оборудования асфальтопарафиносмолистыми отложениями и кольматантами.The technical problem to which the invention is aimed is to increase the efficiency of cleaning the bottom-hole zone of the formation and the well formation by eliminating its initial compaction and contamination of well equipment with asphalt-paraffin-resin deposits and bridging agents.
Указанная задача решается тем, что в способе обработки пласта скважин гидроимпульсным воздействием (ГИВ), включающем формирование депрессионного перепада давления между призабойной зоной пласта и полостью насосно-компрессорных труб (НКТ), стравливание давления при интенсивном передвижении скважинной жидкости из призабойной зоны пласта по НКТ к дневной поверхности при резком открытии прерывателем полости НКТ, создание периодических импульсов давления в призабойной зоне пласта путем коммутации прерывателем потока жидкости, стравливание производят при закрытии на устье полости затрубного пространства и резком открытии прерывателем полости НКТ, периодические импульсы давления создают в виде затухающей стоячей волны, перемещающейся по полости НКТ на каждом этапе стравливания давления путем резкого перекрытия полости НКТ прерывателем в период наиболее интенсивного подъема скважинной жидкости, затухающие колебания контролируют по устьевому датчику давления, установленному в полости НКТ, прерыватель расположен в запорно-регулирующей арматуре при помощи которой обеспечивают рабочее давление скважинной жидкости путем перекрытия и выдерживания в перекрытом состоянии скважины, по достижении рабочего давления в стволе скважины и в призабойной зоне, а также в пласте согласно геолого-техническим характеристикам данной скважины за счет пластового давления и мощности самого пласта, после чего обработку выполняют в автоматизированном режиме серией периодических импульсов стравливания давления в период его максимального подъема путем открывания полости скважины на устье при помощи запорно-регулирующей арматуры для вытекания скважинной жидкости и пауз при перекрытой полости скважины по командам от блока управления на основе информации от датчика или датчиков давления, при этом начало новой серии импульсов производят по восстановлении рабочего давления в стволе скважины, а по завершении заданного числа серий импульсов выполняют операции промежуточного определения приемистости пласта скважины при закачке технологической жидкости с дневной поверхности, и при недостаточной приемистости выполняют дополнительную серию импульсов депрессионного воздействия на пласт скважины.This problem is solved by the fact that in the method of treating a well formation with hydraulic pulse action (HIP), which includes the formation of a depression pressure drop between the bottom-hole zone of the formation and the cavity of the tubing, releasing pressure during intensive movement of well fluid from the bottom-hole zone of the formation along the tubing to day surface when the tubing cavity is abruptly opened by a breaker, the creation of periodic pressure pulses in the bottomhole zone of the formation by switching the liquid flow interrupter, bleeding is carried out when the annulus cavity is closed at the mouth of the annulus and the tubing cavity is sharply opened by a breaker, periodic pressure pulses are created in the form of a damped standing wave moving along the tubing cavity at each stage of pressure release by abruptly closing the tubing cavity with a breaker during the period of the most intense rise of well fluid, damped oscillations are controlled by a wellhead pressure sensor installed in the tubing cavity, the breaker is located in the shut-off and control valves, with the help of which the working pressure of the well fluid is ensured by shutting off and keeping the well shut off, upon reaching the working pressure in the wellbore and in the bottom-hole zone, as well as in the formation according to the geological and technical characteristics of this well due to the reservoir pressure and the thickness of the formation itself, after which the treatment is performed in an automated mode with a series of periodic pulses for releasing pressure during the period of its maximum rise by opening the well cavity at the mouth using shut-off and control valves for the flow of well fluid and pauses when the well cavity is closed according to commands from the control unit based on information from the sensor or pressure sensors, with the start of a new series of pulses is carried out upon restoration of the working pressure in the wellbore, and upon completion of a given number of series of pulses, operations are performed to intermediately determine the injectivity of the well formation when pumping process fluid from the day surface, and if injectivity is insufficient, an additional series of pulses of depression impact on the well formation is performed.
Выполнение способа обработки пласта скважин гидроимпульсным воздействием (ГИВ), включающего формирование депрессионного перепада давления между призабойной зоной пласта и полостью насосно- компрессорных труб (НКТ), стравливание давления при интенсивном передвижении скважинной жидкости из призабойной зоны пласта по НКТ к дневной поверхности при резком открытии прерывателем полости НКТ, создание периодических импульсов давления в виде затухающей стоячей волны, перемещающейся по полости НКТ в сочетании с расположением прерывателя в запорно-регулирующей арматуре и формированием рабочего давления скважинной жидкости путем перекрытия и выдерживания в перекрытом состоянии скважины, по достижении рабочего давления в стволе скважины и в призабойной зоне, а также в пласте за счет пластового давления и мощности самого пласта, и обработкой в автоматизированном режиме серией периодических импульсов стравливания давления в период его максимального подъема путем открывания полости скважины на устье для вытекания скважинной жидкости и пауз при перекрытой полости скважины по командам от блока управления на основе информации отдатчика или датчиков давления, с привязкой начала новой серии импульсов к восстановлению рабочего давления в стволе скважины и промежуточного определения приемистости пласта скважины позволит добиться плавного нарастания давления в стволе скважины с последующим его резким стравливанием что исключает уплотнение призабойной зоны пласта и перекрытию его пор кольматантами, повышая тем самым эффективность гидроимпульсного воздействия, при этом значительно снижается риск загрязнения скважинного оборудования или нарушения герметичности НКТ.Implementation of a method for treating a well formation with hydraulic pulse action (HIP), including the formation of a depression pressure drop between the bottom-hole zone of the formation and the cavity of tubing, releasing pressure during intensive movement of well fluid from the bottom-hole zone of the formation along the tubing to the day surface during sudden opening by a breaker the tubing cavity, the creation of periodic pressure pulses in the form of a damped standing wave moving along the tubing cavity in combination with the location of the breaker in the shut-off and control valves and the formation of the working pressure of the well fluid by shutting off and keeping the well closed, upon reaching the working pressure in the wellbore and in the near-wellbore zone, as well as in the formation due to reservoir pressure and the thickness of the formation itself, and processing in an automated mode with a series of periodic pulses of releasing pressure during the period of its maximum rise by opening the well cavity at the mouth for the flow of well fluid and pauses when the well cavity is closed according to commands from the control unit based on information from the transmitter or pressure sensors, linking the start of a new series of pulses to the restoration of working pressure in the wellbore and intermediate determination of the injectivity of the wellbore formation will allow achieving a smooth increase in pressure in the wellbore followed by its sharp release, which eliminates compaction of the bottomhole zone of the formation and blocking its pores with bridging agents, thereby increasing the efficiency of hydraulic pulse action, while significantly reducing the risk of contamination of downhole equipment or violation of the tightness of the tubing.
Заявителю не известны способы обработки пласта скважин гидроимпульсным воздействием с указанной совокупностью существенных признаков и заявленная совокупность существенных признаков не вытекает явным образом из современного уровня техники, что подтверждает соответствие заявляемого технического решения условию «новизна».The applicant is not aware of methods for treating a well formation with hydraulic pulse action with the specified set of essential features and the declared set of essential features does not clearly follow from the current state of the art, which confirms the compliance of the claimed technical solution with the “novelty” condition.
Заявляемое техническое решение поясняется чертежами, где:The claimed technical solution is illustrated by drawings, where:
фиг. 1 - Схема скважины и устьевого оборудования при гидроимпульсном воздействии;fig. 1 - Diagram of the well and wellhead equipment under hydraulic pulse action;
фиг. 2 - Циклограмма гидроимульсного воздействия;fig. 2 - Cyclogram of hydroimulsion influence;
фиг. 3 - Схема движения жидкости в скважине.fig. 3 - Diagram of fluid movement in the well.
Способ обработки пласта скважин гидроимпульсным воздействием (ГИВ) включает формирование депрессионного перепада давления между призабойной зоной пласта 9 и полостью насосно-компрессорных труб (НКТ) 7, стравливание давления при интенсивном передвижении скважинной жидкости из призабойной зоны пласта 9 по НКТ к дневной поверхности при резком открытии прерывателем 2 полости НКТ, создание периодических импульсов давления в призабойной зоне пласта 9 путем коммутации прерывателем потока жидкости. Стравливание производят при закрытой полости затрубного пространства 10 и резком открытии прерывателем 2 полости НКТ 7. Периодические импульсы давления создают в виде затухающей стоячей волны, перемещающейся по полости НКТ на каждом этапе стравливания давления путем резкого перекрытия полости НКТ прерывателем 2 в период наиболее интенсивного подъема скважинной жидкости 14, затухающие колебания контролируют по устьевому датчику давления 12, установленному в полости НКТ. Прерыватель 2 расположен в запорно-регулирующей арматуре 13, при помощи которой обеспечивают рабочее давление Pi скважинной жидкости 14 путем перекрытия и выдерживания в перекрытом состоянии скважины 11, по достижении рабочего давления в стволе скважины, в призабойной зоне, а также в пласте 9 (фиг. 3, а) согласно геолого-техническим характеристикам данной скважины за счет пластового давления и мощности самого пласта (интервал времени T1). Обработку выполняют в автоматизированном режиме серией периодических импульсов стравливания давления путем открывания полости скважины 11 на устье для вытекания скважинной жидкости и создания депрессии в пласте (фиг. 3, б) и пауз при перекрытой скважине и создания репрессии в пласте (фиг. 3, в). За интервал времени Т2 давление в скважине снижается с P1 до Р2 и блок управления 1 на основе информации от датчика или датчиков давления 12 прекращает импульсы стравливания давления и переходит в режим ожидания. За интервал времени Т3) давление в скважине повышается с Р2 до P1 и блок управления дает команду на выполнение новой серии импульсов. Излив скважинной жидкости 14 при этом осуществляется по выкидной линии 5 в емкость 6. Начало новой серии импульсов производят по восстановлении рабочего давления P1 в стволе скважины, а по завершении заданного числа серий импульсов выполняют операции промежуточного определения приемистости пласта скважины при закачке технологической жидкости с дневной поверхности, и при недостаточной приемистости выполняют дополнительную серию импульсов стравливания давления.The method of treating a well formation with hydraulic pulse action (HIP) includes the formation of a depression pressure drop between the bottomhole zone of the formation 9 and the cavity of the tubing pipes (tubing) 7, releasing pressure during intensive movement of well fluid from the bottomhole zone of the formation 9 along the tubing to the day surface during a sharp opening interrupter 2 of the tubing cavity, creation of periodic pressure pulses in the near-wellbore zone of formation 9 by switching the fluid flow interrupter. Bleeding is carried out when the cavity of the annulus 10 is closed and the tubing cavity 7 is abruptly opened by breaker 2. Periodic pressure pulses are created in the form of a damped standing wave moving along the tubing cavity at each stage of pressure bleeding by abruptly closing the tubing cavity with breaker 2 during the period of the most intense rise of well fluid 14, damped oscillations are monitored by a wellhead pressure sensor 12 installed in the tubing cavity. The breaker 2 is located in the shut-off and control valves 13, with the help of which the working pressure Pi of the well fluid 14 is provided by shutting off and maintaining the closed state of the well 11, upon reaching the working pressure in the wellbore, in the bottom-hole zone, as well as in formation 9 (Fig. 3, a) according to the geological and technical characteristics of a given well due to reservoir pressure and the thickness of the reservoir itself (time interval T 1 ). The treatment is carried out in an automated mode with a series of periodic pressure release pulses by opening the cavity of the well 11 at the mouth to allow well fluid to flow out and create a depression in the formation (Fig. 3, b) and pauses when the well is closed and create repression in the formation (Fig. 3, c) . During the time interval T 2, the pressure in the well decreases from P 1 to P 2 and the control unit 1, based on information from the sensor or pressure sensors 12, stops the pressure release pulses and goes into standby mode. During the time interval T 3 ), the pressure in the well increases from P 2 to P 1 and the control unit gives a command to execute a new series of pulses. The well fluid 14 is poured out through the flow line 5 into the tank 6. The start of a new series of pulses is carried out upon restoration of the operating pressure P 1 in the wellbore, and upon completion of a given number of pulse series, operations are performed to intermediately determine the injectivity of the well formation when pumping process fluid from the daytime surface, and if there is insufficient pickup, an additional series of pressure release pulses is performed.
Указанный способ обработки пласта скважин гидроимпульсным воздействием может быть реализован на современном оборудовании с использованием известных материалов, что отвечает критерию «промышленная применимость».The specified method of treating a well formation with hydraulic pulse action can be implemented on modern equipment using known materials, which meets the criterion of “industrial applicability”.
Claims (1)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2817366C1 true RU2817366C1 (en) | 2024-04-15 |
Family
ID=
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1700207A1 (en) * | 1988-07-20 | 1991-12-23 | Азербайджанский Институт Нефти И Химии Им.М.Азизбекова | Method of well wall build-up removal in operation |
| 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 |
| 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 |
| US20090200017A1 (en) * | 2006-01-12 | 2009-08-13 | Oleg Borisovitch Kalinin | Method and device for treating bottom-hole zones of oil-and-gas-bearing formations |
| RU2392425C1 (en) * | 2009-03-16 | 2010-06-20 | Александр Владимирович Шипулин | Pulse hydrorupture implementation method |
| RU2520115C2 (en) * | 2012-09-07 | 2014-06-20 | Александр Владимирович Шипулин | Treatment method of bottom-hole zone |
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1700207A1 (en) * | 1988-07-20 | 1991-12-23 | Азербайджанский Институт Нефти И Химии Им.М.Азизбекова | Method of well wall build-up removal in operation |
| 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 |
| 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 |
| US20090200017A1 (en) * | 2006-01-12 | 2009-08-13 | Oleg Borisovitch Kalinin | Method and device for treating bottom-hole zones of oil-and-gas-bearing formations |
| RU2392425C1 (en) * | 2009-03-16 | 2010-06-20 | Александр Владимирович Шипулин | Pulse hydrorupture implementation method |
| RU2520115C2 (en) * | 2012-09-07 | 2014-06-20 | Александр Владимирович Шипулин | Treatment method of bottom-hole zone |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2310059C1 (en) | Method for pulsed well bottom zone treatment | |
| NO328407B1 (en) | Method and service tool to selectively reduce wellbore pressure during pumping operations | |
| RU2327027C2 (en) | Processing method of bottomhole zone | |
| RU2520221C1 (en) | Treatment method of bottomhole zone | |
| RU2711131C1 (en) | Method of gas well killing with pressure monitoring on the bottomhole | |
| RU2266404C1 (en) | Well bore zone treatment method | |
| RU2817366C1 (en) | Method of well formation treatment by hydraulic pulse action | |
| RU2737632C1 (en) | Pulsed hydraulic fracturing method | |
| RU2344281C1 (en) | Method of well bottom zone development | |
| RU2159326C1 (en) | Process and gear for development and clearing of face zone of wells by pulse drainage | |
| RU2272902C1 (en) | Method and device for well bottom zone development and cleaning by impulse drainage | |
| RU2444620C1 (en) | Method for formation well bore zone treatment | |
| RU2506421C1 (en) | Development method of bottom-hole zone | |
| RU2620099C1 (en) | Method of increasing productivity of development wells and injection capacity of injection wells | |
| RU2330953C1 (en) | Method of treatment of bottomhole zone of bed | |
| RU2537430C1 (en) | Method of cleaning of near wellbore region of injection wells | |
| RU2183742C2 (en) | Method of formation producing zone treatment | |
| RU106649U1 (en) | TECHNOLOGICAL LAYOUT FOR WELL DEVELOPMENT | |
| RU2511167C1 (en) | Treatment method for bottomhole zone of well equipped with bottom-hole oil pump | |
| RU2330954C1 (en) | Method of treatment of well bottomhole zone with low bed pressure | |
| RU2174595C1 (en) | Process of isolation of water-saturated pools in operational wells | |
| RU2769862C1 (en) | Method for reagent-wave hydropercussion treatment of borehole zone of reservoirs with hard-to-recover oil reserves | |
| RU2297517C2 (en) | Device for automatic de-mudding of producing hydrogeological multipay well | |
| RU2387822C1 (en) | Method to treat wellbore zone of formation | |
| RU2704087C2 (en) | Method of well operation and device for implementation thereof |