RU2468192C1 - Implosion-hydropulse device for stimulation of well productivity - Google Patents
Implosion-hydropulse device for stimulation of well productivity Download PDFInfo
- Publication number
- RU2468192C1 RU2468192C1 RU2011116100/03A RU2011116100A RU2468192C1 RU 2468192 C1 RU2468192 C1 RU 2468192C1 RU 2011116100/03 A RU2011116100/03 A RU 2011116100/03A RU 2011116100 A RU2011116100 A RU 2011116100A RU 2468192 C1 RU2468192 C1 RU 2468192C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- implosion
- piston
- housing
- sleeve
- implosion chamber
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Reciprocating Pumps (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к интенсификации скважинной добычи нефти и увеличению приемистости нагнетательных скважин.The invention relates to the oil industry, in particular to the intensification of downhole oil production and increase the injectivity of injection wells.
Известен гидравлический скважинный пульсатор (патент N 2101459, МПК Е21В 28/00, опубл. БИ №1, 1998 г.), содержащий корпус с каналом для потока жидкости и запирающий элемент, периодически перекрывающий проходное сечение канала. В качестве запирающего элемента служит шар, перемещающийся внутри канала корпуса между сеткой, расположенной в нижней его части, и гнездом, имеющим переливные отверстия и расположенным в верхней его части.Known hydraulic downhole pulsator (patent N 2101459, IPC ЕВВ 28/00, publ. BI No. 1, 1998), comprising a housing with a channel for fluid flow and a locking element periodically blocking the passage section of the channel. A ball moving inside the channel of the housing between the grid located in its lower part and the socket having overflow holes and located in its upper part serves as a locking element.
Недостатком известного устройства является то, что высокоскоростное возвратно-поступательное движение шара вызывает динамические ударные нагрузки, снижается надежность и долговечность устройства. Частота пульсаций, возникающих в известном устройстве, велика, и, следовательно, глубина проникновения импульсов давления в радиальном направлении от скважины в продуктивный пласт незначительна.A disadvantage of the known device is that the high-speed reciprocating motion of the ball causes dynamic shock loads, the reliability and durability of the device are reduced. The frequency of pulsations arising in the known device is large, and, therefore, the depth of penetration of pressure pulses in the radial direction from the well into the reservoir is negligible.
Известен также гидравлический скважинный пульсатор, выполненный в виде клапанного механизма-вибратора (книга "Использование вибрации в добыче нефти", Гадиев С.М. - М.: Недра, 1977 г., с.150, рис.89), в котором подпружиненный рабочий орган (золотник) совершает возвратно-поступательное движение, периодически перекрывая проходное сечение потока, при этом создаются гидравлические импульсы давления и механические вибрации.Also known is a hydraulic downhole pulsator made in the form of a valve mechanism-vibrator (the book "Using vibration in oil production", Gadiev S.M. - M .: Nedra, 1977, p.150, Fig. 89), in which the spring loaded the working body (spool) performs a reciprocating movement, periodically blocking the flow cross section, while creating hydraulic pressure pulses and mechanical vibrations.
Его недостатком является недостаточная эффективность гидродинамического воздействия рабочей жидкостью на прискважинную область продуктивного пласта из-за низкой пропускной способности заколонного пространства, обусловленной образованием в нем слабоподвижных отложений сложного состава (тяжелые углеводороды, эмульсии пластовых нефти и воды, нерастворимые соли, механические частицы и т.д.), которые могут быть удалены только приложением значительной энергии, например путем создания имплозионного эффекта в стволе скважины.Its disadvantage is the insufficient efficiency of the hydrodynamic action of the working fluid on the near-wellbore region of the reservoir due to the low throughput of the annulus due to the formation of weakly mobile deposits of complex composition (heavy hydrocarbons, emulsions of reservoir oils and water, insoluble salts, mechanical particles, etc. .), which can only be removed by the application of significant energy, for example, by creating an implosion effect in the wellbore.
Известно большое количество имплозионных устройств, спускаемых в скважину на геофизическом кабеле, в составе колонны НКТ, штанг или гибких труб, принципиально они отличаются друг от друга исполнительными органами узлов срабатывания на сообщение имплозионной камеры со стволом скважины: разрушаемые диафрагмы, клапанные системы и кинематические пары «поршень-цилиндр».There are a large number of implosion devices lowered into the well on a geophysical cable, consisting of tubing string, rods or flexible pipes, they fundamentally differ from each other by the actuators of the response nodes for the implosion chamber to communicate with the wellbore: destructible diaphragms, valve systems and kinematic pairs " piston-cylinder. "
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является устройство для очистки прискважинной зоны продуктивного пласта путем создания мгновенной депрессии в стволе скважины (Попов А.А. «Имплозия в процессах нефтедобычи». - М.: Недра, 1996, с.115-116), включающее корпус имплозионной камеры с окнами, вставной плунжер и перепускной клапан в донной части имплозионной камеры. Корпус имплозионной камеры в составе колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) спускают в скважину и размещают таким образом, чтобы окна корпуса находились против обрабатываемого интервала продуктивного пласта. По колонне НКТ на колонне штанг спускают вставной плунжер до упора в седло перепускного клапана. Тяговым усилием вставной плунжер поднимают к окнам камеры, при этом перепускной клапан закрывается, и в имплозионной камере создается разрежение. С момента достижения нижним торцом плунжера окон корпуса рабочая жидкость из ствола скважины устремляется в разреженную полость имплозионной камеры за счет созданного перепада между давлением в камере и давлением рабочей жидкости в стволе скважины. Процесс периодически повторяется до требуемой очистки прискважинной зоны продуктивного пласта от кольматантов.The closest in technical essence and the achieved result is a device for cleaning the borehole zone of the reservoir by creating instant depression in the wellbore (A. Popov, “Implosion in oil production processes.” - M .: Nedra, 1996, p. 115-116) including the housing of the implosion chamber with windows, an plug-in plunger and a bypass valve in the bottom of the implosion chamber. The housing of the implosion chamber as part of the tubing string is lowered into the well and placed so that the windows of the housing are against the treatment interval of the reservoir. On the tubing string on the rod string, the plug-in plunger is lowered all the way into the bypass valve seat. By pulling force, the plug-in plunger is lifted to the chamber windows, while the bypass valve closes and a vacuum is created in the implosion chamber. From the moment the bottom end of the plunger reaches the housing windows, the working fluid from the wellbore rushes into the rarefied cavity of the implosion chamber due to the created difference between the pressure in the chamber and the pressure of the working fluid in the wellbore. The process is periodically repeated until the required clearing of the borehole zone of the reservoir from the mud.
Недостатком устройства является невозможность осуществления гидродинамической промывки прискважинной области продуктивного пласта рабочей жидкостью, подаваемой с устья скважины по колонне НКТ под давлением, за одну спуско-подъемную операцию, поскольку рабочая жидкость может двигаться только из ствола скважины в колонну НКТ.The disadvantage of this device is the inability to hydrodynamically flush the borehole region of the reservoir with the working fluid supplied from the wellhead through the tubing string under pressure in one round trip operation, since the working fluid can only move from the wellbore into the tubing string.
Кроме того, известное устройство не может быть применено в скважинах сложной архитектуры, кривизна которых не позволит безопасно осуществлять возвратно-поступательные движения колонны штанг внутри колонны НКТ для перемещения вставного плунжера внутри корпуса имплозионной камеры.In addition, the known device cannot be used in wells of complex architecture, the curvature of which does not allow safe reciprocating movements of the rod string inside the tubing string to move the plug-in plunger inside the housing of the implosion chamber.
Технической задачей, решаемой предлагаемым устройством, является расширение совокупности гидродинамических эффектов, реализуемых в скважине против продуктивного пласта, за одну спуско-подъемную операцию при упрощении конструкции и повышении надежности работы устройства.The technical problem solved by the proposed device is to expand the set of hydrodynamic effects realized in the well against the reservoir, in one round-trip operation while simplifying the design and increasing the reliability of the device.
Указанная задача решается устройством имплозионно-гидроимпульсным для стимуляции производительности скважин, включающим крышку, днище и составной трубчатый корпус имплозионной камеры, верхним торцом скрепленный по меньшей мере с одним односторонним гидроцилиндром, состоящим из соединительной головки и дна с уплотнениями, направляющего штока, цельной тяги, гильзы с боковыми сливными каналами малого сечения и силового поршня, герметично разделяющего штоковую и поршневую полости гильзы.This problem is solved by an implosion-hydroimpulse device for stimulating well productivity, including a cover, a bottom and a composite tubular body of an implosion chamber, fastened with at least one one-sided hydraulic cylinder, consisting of a connecting head and a bottom with seals, a guide rod, a single rod, a sleeve with lateral drain channels of a small section and a power piston hermetically separating the rod and piston cavities of the liner.
Новым является то, что сливные каналы выполнены ниже головки с возможностью их разобщения от поршневой полости силовым поршнем в его верхнем положении, в стенке гильзы предусмотрены проточные отверстия между сливными каналами и верхней кромкой силового поршня в его нижнем положении, направляющий шток выполнен полым с возможностью сообщения с поршневой полостью, цельная тяга жестко соединена сквозь дно гидроцилиндра с крышкой имплозионной камеры, причем крышка размещена в корпусе имплозионной камеры и выполнена в виде поршня с манжетными уплотнениями, в стенке корпуса, выше крышки в ее нижнем положении, предусмотрены перепускные отверстия и впускные окна, причем перепускные отверстия размещены в верхней части корпуса, а впускные окна и проточные отверстия гильзы выполнены с возможностью поочередного их срабатывания при движении силового поршня от нижнего к верхнему положениям.New is that the drain channels are made below the head with the possibility of their separation from the piston cavity by the power piston in its upper position, flow holes are provided in the sleeve wall between the drain channels and the upper edge of the power piston in its lower position, the guide rod is hollow with the possibility of communication with a piston cavity, the integral rod is rigidly connected through the bottom of the hydraulic cylinder to the cover of the implosion chamber, the cover being placed in the housing of the implosion chamber and made in the form of a piston with cuffs by seals, in the wall of the housing, above the cover in its lower position, bypass openings and inlet windows are provided, and the bypass openings are located in the upper part of the housing, and the inlet windows and flow openings of the sleeve are made to be actuated alternately when the power piston moves from lower to top positions.
Новым является также то, что днище имплозионной камеры жестко соединено с переводником под крепление трубчатого хвостовика с заглушкой, причем в днище и переводнике предусмотрен единый сквозной канал, оснащенный уплотнениями.It is also new that the bottom of the implosion chamber is rigidly connected to the sub for mounting the tubular shank with a plug, and a single through channel equipped with seals is provided in the bottom and sub.
Новым является также то, что в корпусе имплозионной камеры выше крышки размещен возвратный упругий элемент.Also new is the fact that in the housing of the implosion chamber a returnable elastic element is placed above the cover.
Новым является также то, что крышка имплозионной камеры снабжена втулкой, делящей имплозионную камеру на секции при герметичном контакте с уплотнениями в сквозном канале днища.Also new is the fact that the cover of the implosion chamber is provided with a sleeve dividing the implosion chamber into sections during tight contact with the seals in the through channel of the bottom.
Новым является также то, что проточные отверстия гильзы оснащены гидромониторными и кавитационными насадками.Also new is the fact that the flow openings of the liner are equipped with hydromonitor and cavitation nozzles.
Новым является также то, что хвостовик в верхней части содержит запорно-наполнительный узел.Also new is the fact that the shank in the upper part contains a locking-filling unit.
Сущность изобретения заключается в том, что за один ход вверх силового поршня гидроцилиндра можно за минимальный промежуток времени последовательно обеспечить, во-первых, движение рабочей жидкости в режиме экстремально высоких скоростей из ствола скважины в имплозионную камеру, что приводит к принудительному выносу кольматантов из прискважинной области продуктивного пласта, и, во-вторых, движение рабочей жидкости в стволе скважины для гидродинамической промывки прискважинной области продуктивного пласта с возможностью повышения эффективности промывки импульсным режимом ее осуществления, а также наложением гидромониторного и кавитационного эффектов.The essence of the invention lies in the fact that in one move up the power piston of the hydraulic cylinder, it is possible to sequentially ensure, for a minimum period of time, firstly, the movement of the working fluid in the mode of extremely high speeds from the wellbore into the implosion chamber, which leads to the forced removal of the muds from the borehole region productive formation, and, secondly, the movement of the working fluid in the wellbore for hydrodynamic washing of the borehole region of the reservoir with the possibility of increasing the efficiency injective flushing pulse mode of implementation, as well as overlay jetting and cavitation effects.
На фиг.1 изображено устройство в положении спуска в скважину.Figure 1 shows the device in the descent into the well.
На фиг.2 изображено устройство в положении срабатывания впускных отверстий корпуса имплозионной камеры.Figure 2 shows the device in the actuation position of the inlet openings of the housing of the implosion chamber.
На фиг.3 изображено устройство с возвратным упругим элементом в положении срабатывания проточных отверстий гильзы гидропривода.Figure 3 shows a device with a returnable elastic element in the actuation position of the flowing holes of the sleeve of the hydraulic actuator.
На фиг.4 изображено устройство в положении перед дополнительным срабатыванием впускных отверстий корпуса имплозионной камеры.Figure 4 shows the device in position before the additional actuation of the inlet openings of the housing of the implosion chamber.
Устройство (фиг.1) включает крышку 1, днище 2 и составной трубчатый корпус 3 имплозионной камеры 4. Верхний торец корпуса 3 скреплен с односторонним гидроцилиндром, состоящим из соединительной головки 5 с уплотнением 6 и дна 7 с уплотнением 8, направляющего штока 9, цельной тяги 10, гильзы 11 с боковыми сливными каналами 12 малого сечения и силового поршня 13, разделяющего штоковую полость 14 от поршневой полости 15 гильзы 11.The device (figure 1) includes a cover 1, a
Силовой поршень 13 жестко соединен с цельной тягой 10.The
Уплотнение 6 герметизирует сопряжение поверхностей направляющего штока 9 и соединительной головки 5 гидроцилиндра.The seal 6 seals the mating surfaces of the
Уплотнение 8 герметизирует сопряжение поверхностей цельной тяги 10 и дна 7 гидроцилиндра.The
В стенке гильзы 11 предусмотрены проточные отверстия 16 между сливными каналами 12 и верхней кромкой силового поршня 13 в его нижнем положении.In the wall of the
Проточные отверстия 16 гильзы 11 гидропривода оснащают гидромониторными и кавитационными насадками (не показано).
В направляющем штоке 9 выполнена полость 17 с возможностью сообщения с поршневой полостью 15.In the
Цельная тяга 10 жестко соединена сквозь дно 7 гидроцилиндра с крышкой 1 имплозионной камеры 4.The
Крышка 1 размещена в корпусе 3 имплозионной камеры 4 и выполнена в виде поршня с манжетными уплотнениями 18.The cover 1 is placed in the
Манжетные уплотнения 18 герметизируют сопряжение поверхностей крышки 1 и корпуса 3 имплозионной камеры 4.Lip seals 18 seal the mating surfaces of the cover 1 and the
В стенке корпуса 3 имплозионной камеры 4 выше крышки 1 в ее нижнем положении предусмотрены перепускные отверстия 19 и впускные окна 20, причем перепускные отверстия размещены в верхней части корпуса 3 имплозионной камеры 4.In the wall of the
Днище 2 имплозионной камеры 4 жестко соединено с переводником 21 под крепление трубчатого хвостовика 22 с заглушкой 23.The
Хвостовик 22 в верхней части содержит запорно-наполнительный узел (не показано).The
В днище 2 и переводнике 21 предусмотрен единый сквозной канал 24, оснащенный уплотнениями 25.In the
Впускные окна 20 корпуса 3 имплозионной камеры 4 и проточные отверстия 16 гильзы 11 выполнены с возможностью поочередного их срабатывания при движении силового поршня 13 от нижнего к верхнему положениям (фиг.2 и фиг.3).The
Сливные каналы 12 (фиг.3) гильзы 11 выполнены ниже соединительной головки 5 гидроцилиндра с возможностью их разобщения от поршневой полости 15 силовым поршнем 13 в его верхнем положении.The drain channels 12 (figure 3) of the
В корпусе 3 имплозионной камеры 4 выше крышки 1 размещен возвратный упругий элемент 26.In the
Крышка 1 (фиг.4) снабжена втулкой 27, делящей имплозионную камеру 4 на верхнюю 28 и нижнюю 29 секции при герметичном контакте с уплотнениями 25 в сквозном канале 24 днища 2.The cover 1 (Fig. 4) is provided with a
Работает устройство следующим образом. Устройство (фиг.1) через соединительную головку 5 гидропривода крепят к насосно-компрессорной трубе 30 и наращиванием колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с доливом рабочей жидкости спускают в заданный интервал скважины, также заполненной рабочей жидкостью (не показано).The device operates as follows. The device (figure 1) through the connecting
По колонне НКТ рабочую жидкость под давлением непрерывно закачивают через полость 17 направляющего штока 9 в поршневую полость 15 гильзы 11. При этом силовой поршень 13 начинает движение от нижнего к верхнему положениям, вытесняя рабочую жидкость из штоковой полости 14 через сливные каналы 12 и проточные отверстия 16 гильзы 11 в ствол скважины.Through the tubing string, the working fluid under pressure is continuously pumped through the
При ходе вверх силовой поршень 13 через цельную тягу 10 приводит в движение крышку 1 внутри корпуса 3, перемещение которой увеличивает объем имплозионной камеры 4, что создает в ней разрежение.When moving upward, the
При движении вверх крышки 1 через перепускные отверстия 19 и впускные окна 20 происходит вытеснение в ствол скважины рабочей жидкости из внутреннего пространства корпуса 3, которое ограничено нижней поверхностью дна 7 гидроцилиндра и верхней поверхностью крышки 1.When moving up the cover 1 through the
Как только манжетные уплотнения 18 крышки 1 (фиг.2) проходят впускные окна 20 в корпусе 3, сразу происходит их срабатывание на сообщение разреженной имплозионной камеры 4 со стволом скважины и мгновенное заполнение рабочей жидкостью хвостовика 22 и непосредственно самой имплозионной камеры 4 за счет большого перепада давлений.As soon as the
Для регулирования величины перепада давления, создаваемого имплозионной камерой при срабатывании впускных окон 20 корпуса 3, на устье скважины через запорно-наполнительный узел (не показано) в верхней части хвостовика 22 осуществляют наполнение имплозионной камеры 4 и хвостовика 22 воздухом до заданного давления, величина которого обеспечивает перепад давления, допустимый для скважины.To control the pressure drop created by the implosion chamber when the
Как только силовой поршень 13 гидропривода (фиг.3) проходит проточные отверстия 16, сразу же происходит их срабатывание на сообщение поршневой полости 15 гильзы 11 со стволом скважины, и рабочая жидкость под давлением непрерывно истекает в ствол скважины.As soon as the
Проточные отверстия 16 гильзы 11 гидропривода оснащают гидромониторными и кавитационными насадками (не показано) для создания мощных направленных струй рабочей жидкости и кавитационного режима истечения рабочей жидкости, создающего мощное поле упругих колебаний в широком диапазоне акустических частот.The
Возвратный упругий элемент 26 (фиг.3) обеспечивает обратный ход силового поршня 13 в гильзе 11 для периодического разрыва потока рабочей жидкости, выходящего в ствол скважины. В этом случае энергию рабочей жидкости, находящейся под дополнительным давлением в поршневой полости 15 гильзы 11, расходуют на сжатие упругого элемента 26 путем перемещения вверх силового поршня 13 до срабатывания проточных отверстий 16 на сообщение поршневой полости 15 гильзы 11 со стволом скважины. В процессе истечения рабочей жидкости из проточных отверстий 16 давление в поршневой полости 15 падает и становится меньше противодавления, обеспечиваемого силой поджатия упругого элемента 26. При этом за счет жесткости упругого элемента 26 силовой поршень 13 смещается вниз и вновь герметично разобщает поршневую полость 15 гильзы 11 от проточных отверстий 16, тем самым прерывая истечение рабочей жидкости в ствол скважины. Также при этом реверсивное движение силового поршня 13 через цельную тягу 10 обеспечивает синхронное с ним реверсивное движение крышки 1, знакопеременное перемещение которой создает поле упругих низкочастотных колебаний в рабочей жидкости, находящейся в корпусе 3 имплозионной камеры 4 и, соответственно, в стволе скважины.The return elastic element 26 (Fig. 3) provides a reverse stroke of the
Втулка 27 (фиг.4) крышки 1 последовательно сообщает со стволом скважины верхнюю 28 и нижнюю 29 секции имплозионной камеры 4. Как только манжетные уплотнения 18 крышки 1 при ее движении вверх проходят впускные окна 20 в корпусе 3, сразу происходит их срабатывание на сообщение верхней секции 28 имплозионной камеры 4 со стволом скважины и ее мгновенное заполнение рабочей жидкостью. Как только втулка 27 выходит из герметичного контакта с уплотнениями 25 в сквозном канале 24 днища 2, происходит сообщение нижней секции 29 имплозионной камеры 4 со стволом скважины и мгновенное заполнение хвостовика 22 рабочей жидкостью.The sleeve 27 (Fig. 4) of the cover 1 sequentially communicates with the wellbore the upper 28 and lower 29 sections of the
Таким образом, предлагаемое устройство имеет простую конструкцию, надежно в работе и позволяет за одну спуско-подъемную операцию обеспечить реализацию гидродинамического воздействия на прискважинную зону продуктивного пласта сначала в режиме экстремально высоких скоростей движения рабочей жидкости за счет создания мгновенной депрессии в стволе скважины, а затем в режиме движения рабочей жидкости в стволе скважины под давлением, причем с возможностью обеспечения импульсного режима ее движения, а также позволяет повысить эффективность гидродинамического воздействия возможностью реализации гидромониторного и кавитационного эффектов с излучением в рабочую жидкость колебаний в низком и акустическом диапазоне частот.Thus, the proposed device has a simple design, reliable in operation and allows for one round trip operation to ensure the implementation of hydrodynamic effects on the borehole zone of the reservoir first in the mode of extremely high speeds of the working fluid due to the creation of instant depression in the wellbore, and then in the mode of movement of the working fluid in the wellbore under pressure, and with the possibility of providing a pulse mode of its movement, and also allows to increase the efficiency hydrodynamic effects by the possibility of realizing hydromonitor and cavitation effects with radiation in the working fluid oscillations in the low and acoustic frequency range.
Claims (6)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011116100/03A RU2468192C1 (en) | 2011-04-25 | 2011-04-25 | Implosion-hydropulse device for stimulation of well productivity |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011116100/03A RU2468192C1 (en) | 2011-04-25 | 2011-04-25 | Implosion-hydropulse device for stimulation of well productivity |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2468192C1 true RU2468192C1 (en) | 2012-11-27 |
Family
ID=49254923
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011116100/03A RU2468192C1 (en) | 2011-04-25 | 2011-04-25 | Implosion-hydropulse device for stimulation of well productivity |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2468192C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2522195C1 (en) * | 2013-03-14 | 2014-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Installation for mud-pulse effect on bottomhole formation zone |
| RU2719876C1 (en) * | 2019-09-30 | 2020-04-23 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Implosion-hydraulic pulse device for stimulation of wells |
| RU2750978C2 (en) * | 2019-02-01 | 2021-07-07 | Артем Сергеевич Герасин | Method for hydraulic pulse implosion processing of wells |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2275495C1 (en) * | 2005-04-29 | 2006-04-27 | Закрытое акционерное общество "РЕНФОРС" | Method and device for reagent and impulse well and productive bed treatment |
| RU73030U1 (en) * | 2007-10-26 | 2008-05-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Новационные технологии" | DEVICE FOR HYDRODYNAMIC IMPACT ON THE BOTTOM ZONE |
| RU2366806C1 (en) * | 2007-12-28 | 2009-09-10 | Валерий Петрович Дыбленко | Physical effect method used during development of hydrocarbon deposit, and bore-hole plant for method's realisation |
| RU2376454C2 (en) * | 2007-08-07 | 2009-12-20 | Закрытое акционерное общество "РЕНФОРС" | Nano-wave method of bottom hole zone treatment, equipment and pressure multiplier |
| RU2386796C2 (en) * | 2008-06-30 | 2010-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "Техмаш" | Device for multiple hydroimpulsive impact on bottom-hole zone of producing formation |
| US20100122817A1 (en) * | 2008-11-19 | 2010-05-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for servicing a wellbore |
-
2011
- 2011-04-25 RU RU2011116100/03A patent/RU2468192C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2275495C1 (en) * | 2005-04-29 | 2006-04-27 | Закрытое акционерное общество "РЕНФОРС" | Method and device for reagent and impulse well and productive bed treatment |
| RU2376454C2 (en) * | 2007-08-07 | 2009-12-20 | Закрытое акционерное общество "РЕНФОРС" | Nano-wave method of bottom hole zone treatment, equipment and pressure multiplier |
| RU73030U1 (en) * | 2007-10-26 | 2008-05-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Новационные технологии" | DEVICE FOR HYDRODYNAMIC IMPACT ON THE BOTTOM ZONE |
| RU2366806C1 (en) * | 2007-12-28 | 2009-09-10 | Валерий Петрович Дыбленко | Physical effect method used during development of hydrocarbon deposit, and bore-hole plant for method's realisation |
| RU2386796C2 (en) * | 2008-06-30 | 2010-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "Техмаш" | Device for multiple hydroimpulsive impact on bottom-hole zone of producing formation |
| US20100122817A1 (en) * | 2008-11-19 | 2010-05-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for servicing a wellbore |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ПОПОВ А.А. Имплозия в процессах нефтедобычи. - М.: Недра, 1996, с.115-116. * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2522195C1 (en) * | 2013-03-14 | 2014-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Installation for mud-pulse effect on bottomhole formation zone |
| RU2750978C2 (en) * | 2019-02-01 | 2021-07-07 | Артем Сергеевич Герасин | Method for hydraulic pulse implosion processing of wells |
| RU2719876C1 (en) * | 2019-09-30 | 2020-04-23 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Implosion-hydraulic pulse device for stimulation of wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU2013205837B9 (en) | Hydraulic pulse valve with improved pulse control | |
| RU2392425C1 (en) | Pulse hydrorupture implementation method | |
| RU2327027C2 (en) | Processing method of bottomhole zone | |
| RU2468192C1 (en) | Implosion-hydropulse device for stimulation of well productivity | |
| RU2409738C1 (en) | Pulse hydraulic fracturing method | |
| RU120702U1 (en) | DEVICE FOR CREATING PERFORATION CHANNELS IN A WELL | |
| RU2320866C2 (en) | Device for hydroimpulsive well bottom zone treatment | |
| RU73030U1 (en) | DEVICE FOR HYDRODYNAMIC IMPACT ON THE BOTTOM ZONE | |
| RU2444620C1 (en) | Method for formation well bore zone treatment | |
| RU2336412C1 (en) | Method of well bottomhole treatment and oil recovery | |
| RU2383720C1 (en) | Procedure of well bottomhole zone treatment | |
| RU2626484C1 (en) | Operating method of high-viscosity oil recovery downhole | |
| RU2274730C2 (en) | Borehole assembly for bottomhole formation zone treatment and impulsive device for borehole assembly | |
| RU2539087C2 (en) | Downhole pulsator | |
| RU2477799C1 (en) | Method for hydraulic treatment of coal bed | |
| RU2599122C1 (en) | Device for cleaning filter zone of productive formation | |
| RU2522195C1 (en) | Installation for mud-pulse effect on bottomhole formation zone | |
| RU156370U1 (en) | OIL PRODUCTION DEVICE WITH IMPLOSION PROCESSING OF A WELL OF A WELL | |
| RU2307924C1 (en) | Method for wave productive bed treatment | |
| RU2296215C1 (en) | Method for well bottom zone treatment | |
| RU2321736C1 (en) | Method and device for complex productive bed treatment | |
| RU2327034C2 (en) | Method of productive strata wave processing and device for its fulfillment | |
| RU2263207C1 (en) | Hydroimpulsive well development plant | |
| RU2768225C2 (en) | Reusable hydraulic pulse module for treatment of bottomhole formation zone | |
| RU2267607C2 (en) | Device to repeatedly create differential pressure drawdown in bottomhole formation zone |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130426 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20140620 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20150426 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20160520 |
|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE Effective date: 20160706 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180426 |