RU2778117C1 - Способ виброволнового воздействия с целью восстановления продуктивности скважин с гидравлическим разрывом пласта - Google Patents
Способ виброволнового воздействия с целью восстановления продуктивности скважин с гидравлическим разрывом пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2778117C1 RU2778117C1 RU2021116330A RU2021116330A RU2778117C1 RU 2778117 C1 RU2778117 C1 RU 2778117C1 RU 2021116330 A RU2021116330 A RU 2021116330A RU 2021116330 A RU2021116330 A RU 2021116330A RU 2778117 C1 RU2778117 C1 RU 2778117C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wave
- hydraulic
- working fluid
- particles
- vibro
- Prior art date
Links
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 50
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 26
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 24
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims abstract description 24
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 claims abstract description 10
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims abstract description 9
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract description 5
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 15
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 8
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 8
- 238000011109 contamination Methods 0.000 abstract description 4
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 9
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 9
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 6
- 230000005012 migration Effects 0.000 description 6
- 230000001965 increased Effects 0.000 description 5
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 5
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 4
- 239000000047 product Substances 0.000 description 4
- 210000002356 Skeleton Anatomy 0.000 description 3
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 3
- 230000003247 decreasing Effects 0.000 description 3
- -1 paraffins Substances 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N HCl Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 2
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005345 coagulation Methods 0.000 description 1
- 230000015271 coagulation Effects 0.000 description 1
- 238000010835 comparative analysis Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 239000007863 gel particle Substances 0.000 description 1
- 125000001145 hydrido group Chemical group *[H] 0.000 description 1
- 230000001771 impaired Effects 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 230000003534 oscillatory Effects 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000010008 shearing Methods 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 230000002522 swelling Effects 0.000 description 1
- 230000001131 transforming Effects 0.000 description 1
Images
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам виброволнового воздействия на прискважинную зону пласта упругими волновыми колебаниями рабочей жидкости и может применяться на нагнетательных и добывающих скважинах с проведением различных технологических операций. Способ виброволнового воздействия на скважину с гидравлическим разрывом пласта, согласно которому спускают волновой гидромонитор, расположенный на торце насосно-компрессорных труб (НКТ) в интервал перфорации. Нагнетают рабочую жидкость в НКТ и через указанный волновой гидромонитор создают бегущую волну давления частотой 2 Гц. Перемещают гидромонитор вдоль интервала перфорации при непрерывной подаче рабочей жидкости и проводят поэтапную обработку интервала перфорации полученным полем низкочастотных бегущих волн. При этом частицы разрушенных загрязнений переносятся потоком закачиваемой рабочей жидкости по очищенным трещинам ГРП вглубь пласта и рассеиваются за пределы проппантовой пачки. Остатки частиц в прискважинной зоне растворяют химическими составами в виброимпульсном режиме с проведением мероприятий по освоению скважины. Техническим результатом является повышение эффективности очистки проппантовой трещины нефтяного пласта от загрязнений. 6 ил.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к комплексным способам воздействия на прискважинную зону пласта упругими виброволновыми колебаниями рабочего агента с высокими амплитудами и низкими частотами по восстановлению или повышению продуктивности скважин, расположенных в неоднородном по проницаемости пласте с трещинами, сформированными гидроразрывом пласта (ГРП). Может применяться на нагнетательных и добывающих скважинах с вертикальным, пологим и горизонтальным стволом с проведением различных технологических операций (поинтервальное гидроволновое воздействие, химические обработки, освоение с вызовом притока из пласта и т.д.), в условиях недостаточной или нарушенной проводимости трещин после ГРП, объемного загрязнения трещин различного рода шламами, продуктами бурения, разрушенным проппантом, отложениями смол, парафинов, солей, мехпримесями в процессе эксплуатации скважин.
Известен способ обработки прискважиной зоны пласта с использованием импульсов давления в скважинной жидкости, которые применяются для образования новых трещин в горных породах для развития каналов фильтрации с целью повысить нефтеотдачу (Патент на изобретение RU 2209960 C2, 10.08.2003. Заявка № 2001101664/03 от 17.01.2001). Недостатком данного технического решения является низкая результативность преобразования структуры горных пород пласта в связи с одноразовостью и малой управляемостью воздействия. Основная цель преобразования – очистка поровой среды в наиболее загрязненных областях пласта и снижение концентрации кольматирующих ее частиц – не достигается, интенсивность воздействия обеспечивается повышением амплитуды импульсов давления, в результате воздействия которых возникают авто-ГРП, и возникающие каналы-трещины уходят в непроизводительные и обводненные зоны, что может привести к преждевременному обводнению продукции скважин.
Известны способы виброволновой обработки продуктивного пласта по очистке существующих каналов фильтрации, развитию существующих трещин, их промывке с выносом загрязнений и продуктов реакции на поверхность, включающие периодически повторяющийся гидродинамический мониторинг прискважиной зоны с последующей коррекцией режима обработки [RU 2191896 C2, 27.10.2002, RU 2478778 C2, 10.04.2013]. Эффективность технического решения в способах недостаточно высока в связи с невысоким коэффициентом охвата воздействием как по толщине, так и по простиранию пласта (площади залежи). Вынос загрязнений и продуктов реакции производится на поверхность, продолжительность эффекта кратковременная.
Известно также скважинное оборудование для обработки прискважиной зоны пласта [RU 140463 U1, 10.05.2014], включающее волновой гидромонитор, установленный на конце насосно-компрессорных труб на уровне интервала перфорации и гидравлически связанный с линией нагнетания, преобразующий равномерное движение жидкости в пульсационное и перемещаемый вдоль интервала перфорации для наиболее эффективного воздействия и очистки перфорационных отверстий.
Наиболее близким аналогом по технической сущности является способ обработки прискважиной зоны нагнетательной скважины стоячими волнами высокой частоты с целью задержки частиц водоизолирующего осадкообразующего реагента, например, гелевых частиц, в околоскважинной зоне, их коагуляции и разбухания за время задержки для создания водоизолирующих барьеров и блокировки промытых участков нефтяного пласта [ RU 2447273 C1, 10.04.2012].
В результате воздействия в способе происходит перераспределение потоков воды в мелкие щели с целью выравнивая фронта нагнетаемой воды только в нагнетательных скважинах, не рассматриваются добывающие скважины.
Данное техническое решение недостаточно эффективно, поскольку используется для ограничения миграции частиц в высокопроницаемых участках пласта, в том числе крупных трещинах, сформированных гидроразрывом, до расстояния затухания стоячей волны с исключением их дальнейшего продвижения в сторону добывающей скважины. Способ направлен на прискважиной зону нагнетательной скважины и позволяет управлять расстоянием распространения частиц водоизолирующего реагента, например, частиц гелевой системы.
В отличие от прототипа по технической сущности предлагается способ, в котором упругими волнами можно управлять концентрацией мелкодисперсных частиц, кольматирующих прискважинную зону, проппантовые трещины от ГРП в добывающих скважинах.
Технической задачей изобретения является разработка способа виброволнового воздействия с целью очистки проппантовой трещины ГРП нефтяного пласта от загрязнений, направленного на снижение концентрации мелкодисперсных частиц-кольматантов в прискважинной зоне добывающей скважины путем их продвижения в глубь пласта и рассеивания по высокопроницаемым каналам трещины ГРП под действием импульсов давления низкой частоты, создаваемых генератором, например, гидромонитором, с дополнительной обработкой в виброволновом режиме химическими составами для растворения остатков загрязнений.
При осуществлении изобретения задача решается за счет восстановления продуктивности скважин с гидравлическим разрывом пласта путем создания градиента давления переменного направления в прискважиной зоне низкочастотными импульсами упругой волны, создаваемой гидромонитором. При этом происходит отрыв от скелета породы и продвижение частиц загрязнений по каналам трещины от перфорационных отверстий в глубь пласта с рассеиванием за пределы зоны воздействия.
Указанный технический результат достигается тем, что способ виброволнового восстановления продуктивности скважин с гидравлическим разрывом пласта предусматривает следующие операции:
– на забой скважины в интервал перфорации на насосно-компрессорной трубе (НКТ) спускают волновой гидромонитор, расположенный на торце НКТ,
– осуществляют нагнетание рабочей жидкости (воды, нефти, кислот, щелочей и т.д.) через вертлюг в НКТ и через гидромонитор для создания упругих колебаний давления струи и получения волнового поля низкочастотных бегущих волн в прискважиной зоне в пористой среде проппантовой пачки трещины ГРП,
– перемещают гидромонитор вдоль интервала перфорации при непрерывной подаче в НКТ рабочей жидкости для изменения области виброволнового воздействия,
при этом под действием больших градиентов скорости и давления жидкости переменного направления в прискважиной зоне твердые частицы кольматанта переводятся из монолитного во взвешенное состояние,
при этом разрушаются блокады загрязнения перфорационных отверстиях, прискважинной зоне, и в проппантовой пачке,
при этом твердые частицы разрушенных загрязнений во взвешенном состоянии мигрируют в крупных трещинах по направлению от обрабатываемого участка в глубь пласта, рассеиваются по трещине ГРП,
при этом концентрация твердых частиц в прискважинной зоне и зоне прилегающего пласта-коллектора уменьшается, восстанавливаются его фильтрационные свойства, восстанавливается проводимость трещины проппантовой пачки и увеличивается продуктивность скважины.
Способ отличается тем, что для воздействия на частицы используется не стоячая, а бегущая волна давления, миграция частиц направлена в глубь пласта, происходит управление расстоянием миграции частиц с уменьшением их концентрации в прискважинной зоне.
Способ может применяться на нагнетательных и добывающих скважинах с вертикальным, пологим и горизонтальным стволом с проведением различных технологических операций (поинтервальное гидроволновое воздействие, химические обработки, освоение с вызовом притока из пласта и т.д.).
После использования виброволнового воздействия рабочей жидкостью по пласту с рассеиванием загрязненных частиц за пределы проппантовой пачки рекомендуется производить виброволновое воздействие химическими составами по растворению остатков загрязняющих частиц с последующим освоением скважины.
Сопоставительный анализ с прототипом показывает, что в заявленном способе с помощью низкочастотных бегущих волн, созданных гидромонитором в добывающей скважине, разрушаются и продвигаются в глубь пласта по трещине ГРП твердые частицы кольматантов, что приводит к уменьшению концентрации загрязнений порового пространства и открытию каналов фильтрации по всей длине воздействия, сопровождающееся повышением продуктивности скважины.
Сравнение заявленного технического решения с другими техническими решениями показывает, что способы воздействия на прискважиную зону добывающих скважин с целью их очистки для увеличения нефтеотдачи известны.
Однако неизвестно, что для уменьшения концентрации кольматантов в скважинах с проведенными ГРП, с применением виброволнового воздействия можно изменить направление миграции загрязняющих частиц, продвигая их в глубь пласта, рассеивая их по проппантовой пачке, вместо извлечения продуктов обработки по направлению из пласта в скважину. Результатом однонаправленного продвижения частиц, является снижение их концентрации в прискважинной зоне, сопровождающееся открытием каналов фильтрации, что увеличит их проницаемость, повысит проводимость и восстановит продуктивность скважины.
Изобретение поясняется следующими иллюстративными материалами.
На фиг. 1 показано: 1 – интервал перфорации на уровне продуктивного пласта, 2 – волновой гидромонитор, 3 – затрубное пространство между эксплуатационной колонной скважин и насосно-компресорными трубами, 4 – насосно-компрессорные трубы (НКТ), 5 – гидравлические гибкие шланги соединяющие затрубное пространство с емкостью долива 10, 6 – вертлюг подвешенный на крюкоблоке 7 талевой системы, на ветлюге висят НКТ 4, 8 – гидравлические гибкие шланги, соединяющие емкость долива 10, насосный агрегат ЦА-320 9 и вертлюг 6. Стрелками показано направление жидкости под давлением по НКТ 4 на гидромонитор 2.
На фиг. 2 показаны импульсы давления гидромонитора с частотой 2 Гц, амплитудой 8 МПа, длительностью 0,24 с, полученные для создания виброволнового воздействия на область перфорации с целью разрушения структуры слоя кольматантов и продвижения частиц в глубь пласта.
На фиг. 3 показаны номограммы вовлечения частиц радиусов 0,2 – 2 мм в волновое движение с различными частотами воздействия для выбора оптимальной частоты работы гидромонитора.
На фиг. 4 показано изменение координат частиц радиусами 0,3 и 0,7 мм при их движении от скважины во время действия импульса давления гидромонитора, изображенного на фиг. 2: частица R = 0,3 мм полностью следует за бегущей волной, частица R = 0,7 мм более инерционна, поэтому ее движение имеет более сглаженный характер.
На фиг. 5 показаны результаты мониторинга давления и температуры глубинным манометром в добывающей скважине с гидроразрывом при реализации способа виброволнового воздействия.
На фиг. 6 показан пример результатов апробации способа вибровоздействия с целью повышения продуктивности скважин с гидравлическим разрывом пласта путём регулирования концентрации кольматантов в прискважинной зоне.
Для решения технической задачи предлагается:
- наличие низкочастотных колебаний давления в виде прямоугольных импульсов (f = 2 Гц), создаваемых гидромонитором 2 (фиг.1), расположенным на торце насосно-компрессорной трубы 4 (фиг.1);
- получение с помощью гидроимпульсов (фиг.2) поля бегущих волн в интервале (зоне) перфорации 1 (фиг.1);
- направленное воздействие поля бегущих волн на жидкость внутри пласта и частицы, осажденные и адсорбированные поверхностью скелета;
- нарушение структуры закольматированного слоя под влиянием сдвигающего воздействия бегущей волны с отрывом твердых частиц кольматантов с образованием суспензии;
- миграция взвешенных частиц с жидкостью в направлении градиента давления от прискважиной зоны в пласт;
- уменьшение концентрации загрязняющих частиц в прискважиной зоне, распределение их по всей длине охваченного воздействием участка пласта, увеличение проницаемости его поровых структур, восстановление продуктивности скважины.
Покажем возможность использования волнового поля импульсов гидромонитора для воздействия на загрязняющие частицы типичных радиусов 0,3-0,8 мм.
Воздействие на мелкодисперсные частицы в бегущей волне.
Пусть движение жидкости происходит в поле плоской бегущей волны, и жидкость движется со скоростью V (м/с)
V = V 0 cos ωt,
где: V 0 – амплитуда скорости жидкости, м/с;
ω – циклическая частота, рад/с;
t – время, с.
При этом частица перемещается со скоростью м/с относительно неподвижного наблюдателя. На частицу в жидкости действует сила вязкого трения или сила Стокса F СТ (Н):
где: η – динамическая вязкость жидкости, Па/с;
R – радиус частицы, м.
Согласно 2 закону Ньютона
ma = F ст , (2)
где: m – масса, кг;
а – ускорение, м/с2.
Решая совместно (1) и (2), получим формулу зависимости координаты частицы от времени:
где: X t – координата частицы в исследуемый период времени, м;
X 0 – начальная координата частицы, м;
X а – амплитуда колебания частицы, м;
φ – начальная фаза, рад.
Выражение в формуле (3) затухает, остаётся колебательное движение частицы вместе с жидкостью около точки с координатой Х 0.
Амплитуда колебания частицы Х а (м) равна
где R – радиус частицы, м;
ω – циклическая частота, рад/с;
m – масса частицы, кг,
m = 4/3 π ρR 3,
где π = 3,14;
ρ – плотность частицы, кг/м3.
Степень участия частицы в волновом движении оценим по методике в соответствии с прототипом с помощью безразмерного коэффициента α:
где Х ж – амплитуда колебания жидкости, м;
f – частота, Гц;
Коэффициент участия частицы α в волновом движении увеличивается с уменьшением радиуса частицы R, уменьшением частоты волнового воздействия f.
Согласно формуле (5) построены графики, показывающие степень воздействия (коэффициента α) на частицы разных размеров волновыми полями разных частот (фиг. 3) и сделан вывод, что наиболее эффективным является воздействие на частицы кольматанта 0,3…0,8 мм бегущей волной частотой 2 Гц.
Размеры зоны вибровоздействия х (м) по формуле (Гадиев С.М. Использование вибрации в добыче нефти. М., Недра, 1997, 159 с.)
где χ – коэффициент пьезопроводности м2/с;
k – проницаемость пласта, м2;
ϕ – пористость, д.ед.;
η – динамическая вязкость жидкости, Па·с;
β L – коэффициент сжимаемости жидкости, Па-1;
β S – коэффициент сжимаемости скелета, Па-1;
f – частота волны давления, Гц.
Согласно (6) глубиной воздействия можно управлять, изменяя частоту волны в зависимости от параметров пласта.
Расчет размеров зоны вибровоздействия согласно формуле (6) для бегущей волны частотой 2 Гц и пласта с параметрами φ = 0,15, η = 0,001 Па⋅с, β L = 4,28 10-10 Па-1, β S = 2,04⋅10-10 Па-1, f = 2 Гц, k = 150⋅10-12 м2 (соответствует трещине проппантовой пачке ГРП) показывает глубину обработки 16,7 м.
Согласно приведенным выше положениям физической сущности достигается воздействие на частицы кольматантов в проппантовой трещине нефтяного пласта с целью их рассеивания за пределы проппантовой пачки и уменьшения их концентрации в прискважинной зоне.
Пример осуществления способа
Для проведения операций способа виброволнового воздействия на прискважинную зону пласта выбрана добывающая скважина с гидроразрывом с продуктивностью 12 м3/сут, объемом добываемой нефти 1,3 м2/сут, обводненностю продукции 90% и коэффициентом продуктивности 0,06. Начальное забойное давление 12,3 МПа.
На колонне НКТ спустили волновой гидромонитор (в качестве которого можно, например, использовать волновой гидромонитор по полезной модели РФ №139424), на забой скважины в интервал перфорации. На боковой поверхности НКТ расположили глубинный манометр-термометр АЦМ-4.
Создали гидравлический контур, соединив гидравлическими шлангами затрубное пространство с емкостью долива, насосным агрегатом ЦА-320 9 и вертлюгом с подачей рабочей жидкости через НКТ на гидромонитор (фиг.1).
Подключили измерительные приборы для регистрации устьевых давлений и расходов в линиях нагнетания и излива (расходомер ультразвуковой Акрон-01).
Создали давление рабочей жидкости – воды с добавлением ПАВ (неонол) на устье на выкиде насосного агрегата 15 МПа с расходом рабочей жидкости 9 л/с с циркуляцией по гидравлическому контуру через гидромонитор.
В гидромониторе произошло преобразование поступательного движения рабочей жидкости в упругие импульсные колебания с частотой 2 Гц и амплитудой 8 МПа (фиг. 2).
Провели виброволновое воздействие перемещением гидромонитора вдоль интервала перфорации через 30-40 см при непрерывной подаче в НКТ рабочей жидкости с созданием циркуляции в затрубное пространство. За время воздействия не наблюдалось циркуляции на устье, происходило поглощение рабочей жидкости в пласт. Происходят процессы разрушения структуры кольматантов и миграция частиц вместе с жидкостью в глубь пласта.
Через 4 часа после начала цикла появилась циркуляция жидкости на устье с проявлением фонтана нефть-газ, фонтанирование длилось 2 часа, что доказывает очистку и открытие каналов фильтрации в прискважинной зоне.
Через 16 часов произвели кислотную обработку закачкой соляной кислоты через гидромонитор в объеме 8 м3 под давлением 16 МПа для растворения остатков загрязнений.
Для извлечения продуктов реакции произвели освоение скважины свабированием.
Произвели завершающие работы по извлечению глубинного оборудования и пуску скважины в эксплуатацию.
На фиг.5 представлены результаты мониторинга давления и температуры, полученные во время осуществления способа.
Динамика эксплуатационных показателей нерентабельной скважины с проведенным способом виброволнового воздействия приведен на фиг.6.
До проведения способа:
- дебит жидкости Qж составлял 12 м3/сут,
- объем нефти Qн не более 1,3 м3/сут,
- обводненность продукции %обв = 90%,
- коэффициентом продуктивности Кпрод = 0,06.
После проведения комплекса мероприятий по виброволновой обработке эксплуатационные показатели изменились следующим образом:
- дебит жидкости Qж вырос до среднего уровня 50 м3/сут,
- объем нефти Qн увеличился до 10 м3/сут,
- обводненность продукции %обв снизилась до 75%
- коэффициент продуктивности Кпрод возрос до 0,5
В течение полугода после применения способа виброволнового воздействия дополнительная добыча нефти составила 630 тонн, прибыль от внедрения составила 3,5 млн рублей.
Claims (1)
- Способ виброволнового воздействия на скважину с гидравлическим разрывом пласта, характеризующийся тем, что спускают волновой гидромонитор, расположенный на торце насосно-компрессорных труб, в интервал перфорации, нагнетают рабочую жидкость в насосно-компрессорные трубы и через указанный волновой гидромонитор создают бегущую волну давления частотой 2 Гц, перемещают гидромонитор вдоль интервала перфорации при непрерывной подаче рабочей жидкости и проводят поэтапную обработку интервала перфорации полученным полем низкочастотных бегущих волн, при этом частицы разрушенных загрязнений переносятся потоком закачиваемой рабочей жидкости по очищенным трещинам ГРП вглубь пласта и рассеиваются за пределы проппантовой пачки, а остатки частиц в прискважинной зоне растворяют химическими составами в виброимпульсном режиме с проведением мероприятий по освоению скважины.
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2778117C1 true RU2778117C1 (ru) | 2022-08-15 |
Family
ID=
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2128770C1 (ru) * | 1994-04-27 | 1999-04-10 | Дыбленко Валерий Петрович | Способ обработки призабойной зоны пласта |
RU2161244C1 (ru) * | 2000-02-09 | 2000-12-27 | Мальченок Владимир Олимпиевич | Скважинное термоакустическое устройство (варианты) |
RU2304700C1 (ru) * | 2006-01-23 | 2007-08-20 | Олег Олегович Буторин | Устройство для селективной очистки каналов перфорации и обработки призабойной зоны |
RU2447273C1 (ru) * | 2010-09-08 | 2012-04-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Способ акустического выравнивания фронта заводнения нефтяного пласта |
CN102953719A (zh) * | 2012-11-20 | 2013-03-06 | 中国石油大学(北京) | 拖动式无封隔器水力喷射脉动酸压装置及方法 |
RU2542016C1 (ru) * | 2014-02-07 | 2015-02-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВПО "КубГТУ") | Способ обработки прискважинной зоны продуктивного пласта |
RU2717163C1 (ru) * | 2019-07-11 | 2020-03-18 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Способ обработки прискважинной зоны продуктивного пласта |
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2128770C1 (ru) * | 1994-04-27 | 1999-04-10 | Дыбленко Валерий Петрович | Способ обработки призабойной зоны пласта |
RU2161244C1 (ru) * | 2000-02-09 | 2000-12-27 | Мальченок Владимир Олимпиевич | Скважинное термоакустическое устройство (варианты) |
RU2304700C1 (ru) * | 2006-01-23 | 2007-08-20 | Олег Олегович Буторин | Устройство для селективной очистки каналов перфорации и обработки призабойной зоны |
RU2447273C1 (ru) * | 2010-09-08 | 2012-04-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Способ акустического выравнивания фронта заводнения нефтяного пласта |
CN102953719A (zh) * | 2012-11-20 | 2013-03-06 | 中国石油大学(北京) | 拖动式无封隔器水力喷射脉动酸压装置及方法 |
RU2542016C1 (ru) * | 2014-02-07 | 2015-02-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВПО "КубГТУ") | Способ обработки прискважинной зоны продуктивного пласта |
RU2717163C1 (ru) * | 2019-07-11 | 2020-03-18 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Способ обработки прискважинной зоны продуктивного пласта |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2478778C2 (ru) | Способ обработки продуктивного пласта и скважинное оборудование для его осуществления | |
US4852650A (en) | Hydraulic fracturing with a refractory proppant combined with salinity control | |
US20100044032A1 (en) | Method for completion, maintenance and stimulation of oil and gas wells | |
RU2542016C1 (ru) | Способ обработки прискважинной зоны продуктивного пласта | |
US6467542B1 (en) | Method for resonant vibration stimulation of fluid-bearing formations | |
CN106761650A (zh) | 油、水井多微裂缝压裂解堵技术 | |
RU2231631C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2327027C2 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
RU2359114C2 (ru) | Способ и устройство для одновременной селективной очистки каналов перфорации и обработки призабойной зоны пласта условно бесконечной толщины | |
RU2537436C2 (ru) | Содержащая частицы промывочная среда для очистки скважины | |
RU2261986C1 (ru) | Способ комплексной обработки призабойной зоны скважины | |
RU2778117C1 (ru) | Способ виброволнового воздействия с целью восстановления продуктивности скважин с гидравлическим разрывом пласта | |
RU2584253C2 (ru) | Способ реагентно-волновой обработки призабойной зоны пласта фильтрационными волнами давления | |
RU2258803C1 (ru) | Способ обработки продуктивного пласта | |
RU2566343C1 (ru) | Способ импульсно-волновых обработок продуктивного пласта и устройство для его осуществления | |
RU2511167C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины, оборудованной штанговым насосом | |
RU2526922C2 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
RU2483200C1 (ru) | Способ гидродинамического воздействия на призабойную зону пласта | |
RU2128770C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
RU2584191C2 (ru) | Способ гидравлического разрыва продуктивного пласта | |
RU2296248C2 (ru) | Способ работы насосно-эжекторной скважинной импульсной установки | |
RU2296215C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
RU2295633C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины | |
RU2704087C2 (ru) | Способ эксплуатации скважины и устройство для его осуществления | |
RU2717163C1 (ru) | Способ обработки прискважинной зоны продуктивного пласта |