RU2168008C2 - Method of increasing oil and gas well productivity and downhole heater for method embodiment - Google Patents
Method of increasing oil and gas well productivity and downhole heater for method embodiment Download PDFInfo
- Publication number
- RU2168008C2 RU2168008C2 RU99111242/03A RU99111242A RU2168008C2 RU 2168008 C2 RU2168008 C2 RU 2168008C2 RU 99111242/03 A RU99111242/03 A RU 99111242/03A RU 99111242 A RU99111242 A RU 99111242A RU 2168008 C2 RU2168008 C2 RU 2168008C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- fuel
- mixture
- downhole heater
- heater
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 33
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims abstract description 45
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 32
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 24
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 claims abstract description 17
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 15
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 13
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 9
- 239000000843 powder Substances 0.000 claims abstract description 7
- 238000011068 loading method Methods 0.000 claims abstract description 6
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims description 12
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims description 12
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 239000000654 additive Substances 0.000 claims description 7
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 claims description 7
- 229910002651 NO3 Inorganic materials 0.000 claims description 5
- NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N Nitrate Chemical compound [O-][N+]([O-])=O NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 claims description 5
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 5
- 239000003832 thermite Substances 0.000 claims description 5
- 241000256602 Isoptera Species 0.000 claims description 3
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 claims description 3
- KCZFLPPCFOHPNI-UHFFFAOYSA-N alumane;iron Chemical compound [AlH3].[Fe] KCZFLPPCFOHPNI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 8
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 6
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 abstract description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 4
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 abstract description 4
- FGIUAXJPYTZDNR-UHFFFAOYSA-N potassium nitrate Chemical compound [K+].[O-][N+]([O-])=O FGIUAXJPYTZDNR-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 4
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000004323 potassium nitrate Substances 0.000 abstract description 2
- 235000010333 potassium nitrate Nutrition 0.000 abstract description 2
- OBOXTJCIIVUZEN-UHFFFAOYSA-N [C].[O] Chemical compound [C].[O] OBOXTJCIIVUZEN-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 2
- 230000004913 activation Effects 0.000 abstract 2
- 238000000151 deposition Methods 0.000 abstract 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 abstract 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 abstract 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 6
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 6
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 6
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 4
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 4
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 4
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 4
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 3
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 3
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 3
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N Acetone Chemical compound CC(C)=O CSCPPACGZOOCGX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 2
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- UBAZGMLMVVQSCD-UHFFFAOYSA-N carbon dioxide;molecular oxygen Chemical compound O=O.O=C=O UBAZGMLMVVQSCD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002925 chemical effect Effects 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 239000005416 organic matter Substances 0.000 description 2
- 239000012261 resinous substance Substances 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 2-(3-bromo-2-fluorophenyl)acetic acid Chemical compound OC(=O)CC1=CC=CC(Br)=C1F PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical class F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 235000019738 Limestone Nutrition 0.000 description 1
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N Nitric acid Chemical compound O[N+]([O-])=O GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 1
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 1
- PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N aluminium oxide Inorganic materials [O-2].[O-2].[O-2].[Al+3].[Al+3] PNEYBMLMFCGWSK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001491 aromatic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 238000005422 blasting Methods 0.000 description 1
- 239000003610 charcoal Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 239000003245 coal Substances 0.000 description 1
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 1
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 238000000354 decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 238000006356 dehydrogenation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 125000000118 dimethyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 1
- 238000005485 electric heating Methods 0.000 description 1
- 235000019441 ethanol Nutrition 0.000 description 1
- 235000019439 ethyl acetate Nutrition 0.000 description 1
- 125000005909 ethyl alcohol group Chemical group 0.000 description 1
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 1
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000011888 foil Substances 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 235000011187 glycerol Nutrition 0.000 description 1
- 239000000383 hazardous chemical Substances 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000006028 limestone Substances 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 159000000003 magnesium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000000155 melt Substances 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 125000002496 methyl group Chemical group [H]C([H])([H])* 0.000 description 1
- -1 moreover Substances 0.000 description 1
- 150000002823 nitrates Chemical class 0.000 description 1
- 229910017604 nitric acid Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 239000004317 sodium nitrate Substances 0.000 description 1
- 235000010344 sodium nitrate Nutrition 0.000 description 1
- VWDWKYIASSYTQR-UHFFFAOYSA-N sodium nitrate Inorganic materials [Na+].[O-][N+]([O-])=O VWDWKYIASSYTQR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефте- и газодобывающей промышленности и может быть использовано для активизации или возобновления нефтяных и газовых скважин путем термохимической обработки и очистки прискважинного пространства от асфальтосмолистых и парафиновых отложений. The invention relates to the oil and gas industry and can be used to activate or renew oil and gas wells by thermochemical treatment and cleaning of the borehole space from tar and paraffin deposits.
Известны многочисленные способы воздействия на прискважинную зону продуктивного пласта, например обработкой растворителями, в том числе поверхностно-активными веществами (ПАВ), асфальтосмолистых отложений, цементирующих каналы; обработкой кислотными веществами с применением соляной, серной, плавиковой кислот с различными замедлителями, ПАВ и другими добавками и т.п. (см. Э.А. Махмудбеков, А.И. Вольнов. Интенсификация добычи нефти. - М.: Недра, 1975). Numerous methods are known for influencing the borehole zone of a reservoir, for example, by treatment with solvents, including surface-active substances (surfactants), asphalt-tar deposits, cementing channels; treatment with acidic substances using hydrochloric, sulfuric, hydrofluoric acids with various moderators, surfactants and other additives, etc. (see E.A. Makhmudbekov, A.I. Volnov. Intensification of oil production. - M .: Nedra, 1975).
Эти способы характеризуются низкой эффективностью вследствие разрушения, кроме асфальтосмолистых отложений, железистого и парафинового цементов, и собственно фильтрующих каналов. Эти способы имеют узкую область применения и не могут быть использованы при изменении условий разработки. These methods are characterized by low efficiency due to destruction, in addition to asphalt-resinous deposits, ferruginous and paraffin cements, and actually filter channels. These methods have a narrow scope and cannot be used when changing development conditions.
Более эффективными для восстановления или повышения нефте- и газопритоков в скважины, продуктивность которых снижена из-за наличия асфальтосмолистых отложений, являются способы термохимического воздействия. Так, способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта по патенту РФ N 2052628, E 21 В 43/24, 1996 г. включает разогрев призабойной зоны, циклическое нагнетание водного раствора унитарного топлива и выжигание асфальтосмолистых отложений. Однако этот способ является малоэффективным из-за того, что при его осуществлении создается неконтролируемо высокая температура, которая достигает величин, когда вместе с выжиганием асфальтосмолистых веществ происходит остеклование песчаных и глинистых частиц в призабойной зоне, а также из-за экологической вредности использования такого топлива. Thermochemical methods are more effective for restoring or increasing oil and gas inflows into wells, the productivity of which is reduced due to the presence of asphalt-tar deposits. Thus, the method for processing the bottom-hole zone of an oil reservoir according to the patent of the Russian Federation N 2052628, E 21 B 43/24, 1996 includes heating the bottom-hole zone, cyclic injection of an aqueous solution of unitary fuel and burning out asphalt-tar deposits. However, this method is ineffective due to the fact that its implementation creates an uncontrollably high temperature, which reaches values when sand and clay particles vitrify in the bottom-hole zone along with the burning of asphaltic substances, and also because of the environmental hazards of using such fuel.
Известен способ термохимической обработки призабойной зоны пласта по авт. св. СССР N 1574799, E 21 В 43/27, 1990 г., включающий последовательную закачку в пласт суспензии алюминия или магния, раствора соляной кислоты, выдерживание их в пласте и извлечение продуктов реакции, причем в призабойную зону дополнительно вводят воздух. Однако этот способ характеризуется непродолжительным и слабым прогревом, недостаточным для перевода в текучее состояние асфальтосмолистых веществ, а при неполном реагировании магния с соляной кислотой образуется прочный не разрушаемый и не фильтрующий цемент из солей магния. A known method of thermochemical treatment of the bottomhole formation zone according to ed. St. USSR N 1574799, E 21 In 43/27, 1990, including the sequential injection of a suspension of aluminum or magnesium, hydrochloric acid into the formation, keeping them in the formation and extracting the reaction products, moreover, air is introduced into the bottomhole zone. However, this method is characterized by short and weak heating, insufficient for transferring asphalt-resinous substances into a fluid state, and when magnesium is incompletely reacted with hydrochloric acid, a durable, non-destructible and non-filtering cement of magnesium salts is formed.
Известен способ термохимической обработки призабойной зоны скважины по патенту РФ N 2023874, E 21 В 43/24, 43/27, 1994 г., который заключается в последовательной закачке в призабойную зону водного раствора нитрата натрия или калия, кислородсодержащего органического вещества и 30-35% раствора соляной кислоты, причем в качестве кислородсодержащего органического вещества используют диметиловый и уксусный эфиры, метиловый и этиловый спирты, глицерин, ацетон и другие. Эффективность этого способа также невелика, так как последовательная закачка реактивов, кроме дороговизны последних, имеет недостатком то, что соляная кислота может не полностью прореагировать с нитратами и выделится недостаточно теплоты для образования необходимого количества кислорода из кислородсодержащих веществ. При этом прогрев призабойной зоны окажется непродолжительным и слабым, недостаточным для перевода в текучее состояние асфальтосмолистых веществ, а при известняковом коллекторе не вступившая в реакцию соляная кислота будет разрушать, кроме кольматирующего цемента, и сами каналы. A known method of thermochemical treatment of the bottomhole zone of the well according to the patent of the Russian Federation N 2023874, E 21 B 43/24, 43/27, 1994, which consists in the sequential injection into the bottomhole zone of an aqueous solution of sodium or potassium nitrate, oxygen-containing organic matter and 30-35 % hydrochloric acid solution, and dimethyl and acetic esters, methyl and ethyl alcohols, glycerin, acetone and others are used as oxygen-containing organic matter. The effectiveness of this method is also small, since the sequential injection of reagents, in addition to the high cost of the latter, has the disadvantage that hydrochloric acid may not fully react with nitrates and insufficient heat will be released to generate the necessary amount of oxygen from oxygen-containing substances. In this case, the heating of the bottom-hole zone will be short and weak, insufficient to transfer asphalt-resinous substances into a fluid state, and with a limestone reservoir, unreacted hydrochloric acid will destroy the channels themselves, except for the clogging cement.
Известны способы устранения асфальтосмолистых и парафино-гидратных отложений путем прогрева стенок скважин с помощью электронагревательных устройств, например, способ ликвидации гидратных и парафиновых пробок в скважинах по патенту РФ N 2003781, E 21 В 37/02, 43/24, 1993. Согласно способу в скважину до верхней границы пробки спускают электронагреватель на многожильном кабеле, подключенном к источнику питания, включают его и переводят материал пробки в расплавленное состояние, продвигая электронагреватель вдоль скважины. В устройстве для осуществления этого способа многожильный кабель связан с электронагревателем одной частью жил, а другая его часть закорочена и самостоятельно соединена с источником питания. Использование таких способа и устройства связано с огромной затратой электроэнергии, быстрым выходом из строя нагревательного элемента при его перегреве, невозможностью обеспечения стабильного теплового режима в течение длительного времени, что также неэффективно. Кроме того, устройство может быть применено только на небольшой глубине, что обусловлено использованием дорогостоящего и тяжеловесного многожильного бронированного кабеля. Known methods for eliminating tar and paraffin-hydrate deposits by heating the walls of the wells using electric heating devices, for example, a method of eliminating hydrated and paraffin plugs in wells according to the patent of the Russian Federation N 2003781, E 21 V 37/02, 43/24, 1993. According to the method in the heater is lowered to the upper boundary of the plug by an electric heater on a multicore cable connected to a power source, it is turned on and the plug material is brought into a molten state, moving the heater along the well. In the device for implementing this method, a multicore cable is connected to an electric heater by one part of the cores, and the other part is shorted and independently connected to a power source. The use of such a method and device is associated with a huge expenditure of electricity, a quick failure of the heating element when it overheats, and the inability to provide a stable thermal regime for a long time, which is also inefficient. In addition, the device can be used only at a shallow depth, due to the use of expensive and heavy multi-core armored cable.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому изобретению является способ повышения продуктивности нефтяных скважин по патенту РФ N 2100584, E 21 В 43/25, 1997 г., включающий загрузку в скважину смеси углеродсодержащего и кислородсодержащего вещества на уровне интервала перфорации, инициирование реакции окисления смеси (горение) и последующую обработку прискважинной зоны кристаллизующимся раствором селитры. Способ реализуется простыми и дешевыми реагентами и операциями, не включает последовательного закачивания реагентов с разными свойствами и, кроме теплового воздействия, достигается химическое комплексное воздействие на прискважинную зону азотистыми газами, кислородом, диоксидом углерода и азотом. При осуществлении способа инициирование окислительной реакции (розжиг загруженной в скважину смеси) производят, например, с помощью химической реакции магния с соляной кислотой, или взрыванием малого заряда, или используют для этого топливные шашки, поджигаемые электрическим разрядом. Однако если скважина обводнена или по каким-либо иным причинам, розжиг может быть затруднен, а при отсутствии необходимой температуры реакции окисления не произойдет, и способ окажется неэффективным. The closest in technical essence to the present invention is a method of increasing the productivity of oil wells according to the patent of the Russian Federation N 2100584, E 21 B 43/25, 1997, comprising loading a mixture of carbon-containing and oxygen-containing substances into the well at the level of the perforation interval, initiating the oxidation reaction of the mixture ( combustion) and subsequent treatment of the borehole zone with a crystallizing nitrate solution. The method is implemented by simple and cheap reagents and operations, does not include sequential injection of reagents with different properties, and, in addition to thermal exposure, a complex chemical effect is achieved on the borehole zone with nitrogen gases, oxygen, carbon dioxide and nitrogen. When implementing the method, the initiation of the oxidation reaction (ignition of the mixture loaded into the well) is carried out, for example, by means of a chemical reaction of magnesium with hydrochloric acid, or by blasting a small charge, or using fuel checkers ignited by an electric discharge. However, if the well is flooded or for some other reason, ignition may be difficult, and in the absence of the required temperature, the oxidation reaction will not occur, and the method will be ineffective.
Известен скважинный электронагреватель по патенту РФ N 2006571, E 21 В 36/04, 1994 г., который может быть принят за прототип устройства для осуществления способа по изобретению. Нагреватель содержит полый цилиндрический корпус с установленным в нем нагревательным элементом и токоввод в его верхней части, подключенный к источнику питания, причем токоввод подключен к нагревателю с помощью герметизированного кабельного разъема. Этот нагреватель создает усиленный прогрев локальной зоны, например, в области парафино-гидратной пробки, но не может обеспечить стабильный долговременный тепловой режим, необходимый для удаления асфальтосмолистых и парафино-гидратных отложений в призабойной зоне скважины и восстановления гидродинамической связи скважины с флюидонесущим пластом. Кроме того, он обладает теми же недостатками, что и все скважинные электронагреватели, то есть требует большого расхода электроэнергии и дорогостоящего бронированного кабеля и имеет ограничения по глубине его применения и диаметру обслуживаемых скважин, что делает использование такого нагревателя малоэффективным. Known downhole electric heater according to the patent of the Russian Federation N 2006571, E 21 36/04, 1994, which can be taken as a prototype device for implementing the method according to the invention. The heater comprises a hollow cylindrical body with a heating element installed in it and a current lead in its upper part, connected to a power source, and the current lead is connected to the heater using a sealed cable connector. This heater creates enhanced heating of the local zone, for example, in the area of the paraffin-hydrate plug, but cannot provide the stable long-term thermal regime necessary to remove asphalt-tar and paraffin-hydrate deposits in the bottomhole zone of the well and restore the hydrodynamic connection of the well with the fluid-bearing formation. In addition, it has the same drawbacks as all borehole electric heaters, that is, it requires a large consumption of electricity and expensive armored cable and has limitations on the depth of its use and the diameter of the serviced wells, which makes the use of such a heater ineffective.
Изобретение решает задачу повышения эффективности добычи нефти и газа за счет активизации или возобновления скважин, выбывших из эксплуатации из-за образования асфальтосмолистых и парафино-гидратных отложений, путем восстановления гидродинамической связи скважины с флюидонесущим пластом. The invention solves the problem of increasing the efficiency of oil and gas production by activating or resuming wells that have been decommissioned due to the formation of asphalt-resinous and paraffin-hydrate deposits, by restoring the hydrodynamic connection of the well with the fluid-bearing formation.
Для решения этой задачи согласно способу повышения продуктивности нефтяных и газовых скважин, включающему загрузку в скважину смеси углеродсодержащего и кислородсодержащего веществ не выше верхней границы интервала перфорации скважины, инициирование реакции окисления смеси, после ее окончания обработку перфорированного интервала прискважинной зоны кристаллизующимся раствором селитры и инициирование ее реакции окисления, розжиг смеси углеродсодержащего и кислородсодержащего веществ осуществляют с помощью скважинного нагревателя, размещенного в скважине на уровне не выше верхней границы интервала перфорации скважины, и проводят окислительную реакцию смеси при температуре, определяемой эксплуатационными условиями данной скважины. При этом скважинный нагреватель перед опусканием в скважину вводят в действие подключением к источнику питания, затем отсоединяют электроразъем, спускают в скважину на тросе и оставляют в скважине до окончания реакции окисления смеси. To solve this problem, according to a method for increasing the productivity of oil and gas wells, including loading a mixture of carbon-containing and oxygen-containing substances into the well not higher than the upper boundary of the perforation interval of the well, initiating the oxidation reaction of the mixture, after its completion, processing the perforated interval of the borehole zone with a crystallized nitrate solution and initiating its reaction oxidation, ignition of a mixture of carbon-containing and oxygen-containing substances is carried out using a downhole heater I, placed in the well at a level not higher than the upper boundary of the interval of perforation of the well, and conduct the oxidative reaction of the mixture at a temperature determined by the operating conditions of the well. In this case, the downhole heater is put into operation before being lowered into the well by connecting to a power source, then the electrical connector is disconnected, lowered into the well on a cable and left in the well until the end of the mixture oxidation reaction.
В скважинном нагревателе для осуществления способа по изобретению, содержащем полый цилиндрический корпус с установленным в нем нагревательным элементом и токоввод в его верхней или нижней части, подключенный к источнику питания, причем токоввод подключен к нагревателю с помощью герметизированного кабельного электроразъема, корпус устройства снабжен верхней и нижней съемными крышками, штангой, установленной одним концом на верхней крышке и размещенной вдоль оси корпуса, жестко закрепленным на штанге верхним кольцевым упором, топливным элементом, размещенным вокруг штанги, нижним кольцевым упором, установленным с возможностью его перемещения вдоль штанги с помощью прижимной гайки, а нагревательный элемент установлен в нижней части топливного элемента с возможностью плотного контакта с ним. Верхний и нижний упоры установлены в корпусе с зазором. Топливный элемент нагревателя может быть выполнен в виде пакета кольцеобразных топливных шашек, установленных плотно прижатыми друг к другу, либо в виде насыпного топливного порошка. In a downhole heater for implementing the method according to the invention, comprising a hollow cylindrical body with a heating element installed in it and a current lead in its upper or lower part connected to a power source, the current lead being connected to the heater using a sealed cable electrical connector, the device body is provided with upper and lower removable covers, a rod mounted at one end on the upper cover and placed along the axis of the housing, rigidly fixed to the rod by an upper ring stop, fuels th element placed around the shaft, the lower annular abutment mounted with the possibility of movement along the rod by means of the presser nut and a heating element mounted in the lower portion of the fuel element, with tight contact with it. The upper and lower stops are installed in the housing with a gap. The fuel cell of the heater can be made in the form of a package of ring-shaped fuel blocks mounted tightly pressed against each other, or in the form of bulk fuel powder.
При этом в качестве топливного элемента используют безгазовое топливо, например, железоалюминиевый термит с инертной добавкой. In this case, gas-free fuel, for example, iron-aluminum termite with an inert additive, is used as a fuel cell.
Герметизированный кабельный электроразъем для подачи электропитания на нагревательный элемент установлен на верхней или нижней крышке корпуса. A sealed cable electrical connector for supplying power to the heating element is mounted on the upper or lower cover of the housing.
Температура, излучаемая поверхностью скважинного нагревателя, может быть установлена с помощью введения в термитное топливо инертной добавки и зависит от таких эксплуатационных условий, как температура на интервале обработки скважины; давление на забое или на интервале обработки; степень обводненности скважины на обрабатываемом интервале и состав нефти или конденсата, а также химический состав кислородсодержащих реагентов, используемых при обработке. The temperature radiated by the surface of the downhole heater can be set by introducing an inert additive into the thermite fuel and depends on operating conditions such as the temperature at the well treatment interval; pressure at the bottom or at the processing interval; the degree of water cut of the well on the treated interval and the composition of oil or condensate, as well as the chemical composition of oxygen-containing reagents used in the processing.
Например, при использовании составов на основе аммиачной селитры необходимо учитывать, что они разлагаются при температуре 185-400oC с образованием NO2, N2 и O2 и выделением теплоты до 30,7 ккал/моль. При этом реакция протекает в расплаве, а при температуре выше 400oC разложение состава может протекать со взрывом.For example, when using formulations based on ammonium nitrate it is necessary to take into account that they decompose at a temperature of 185-400 o C with the formation of NO 2 , N 2 and O 2 and the release of heat up to 30.7 kcal / mol. The reaction proceeds in the melt, and at temperatures above 400 o C the decomposition of the composition can occur with an explosion.
Состав углеводородов, из которых состоят нефть или конденсат, определяет, какой процесс наиболее предпочтителен для условий данной скважины: дегидрогенизация с выделением водорода при температуре выше 400oC, что целесообразно для парафинов с короткой цепочкой; конденсация, к которой имеют склонность ароматические соединения; или окисление с выделением CO2, который уменьшает плотность нефти. Кроме того, углеводороды, обычно инертные к азотной кислоте, при высокой температуре и давлении нитрируются, что хорошо влияет на окисление парафиновых отложений.The composition of the hydrocarbons that make up the oil or condensate determines which process is most preferable for the conditions of a given well: dehydrogenation with hydrogen evolution at temperatures above 400 o C, which is advisable for paraffins with a short chain; condensation, to which aromatic compounds are prone; or oxidation with the release of CO 2 , which reduces the density of oil. In addition, hydrocarbons, usually inert to nitric acid, are nitrated at high temperature and pressure, which has a good effect on the oxidation of paraffin deposits.
Изобретение поясняется чертежами, на которых на фиг. 1 показана конструкция скважинного нагревателя, используемого для осуществления способа; на фиг. 2 - схема расположения нагревателя в скважине. The invention is illustrated by drawings, in which in FIG. 1 shows the design of a downhole heater used to implement the method; in FIG. 2 is a diagram of an arrangement of a heater in a well.
Скважинный нагреватель содержит полый цилиндрический корпус 1 с верхней 2 и нижней 3 съемными крышками. На верхней крышке 2 с помощью резьбового соединения установлена одним концом расположенная вдоль оси корпуса 1 штанга 4 трубчатой формы. Изолированные проводники 5 предназначены для подачи электропитания на нагревательный элемент 6 от герметизированного кабельного электроразъема 7, установленного, например, на нижней крышке 3 и подключенного к источнику питания 8. Кабельный электроразъем 7 в варианте изготовления может быть установлен и на верхней крышке 2; тогда изолированные проводники 5 для подачи электропитания на нагревательный элемент 6 будут размещены внутри штанги 4. The downhole heater comprises a hollow cylindrical body 1 with upper 2 and lower 3 removable covers. On the top cover 2 by means of a threaded connection, a rod 4 of tubular shape located along the axis of the housing 1 is installed at one end. Insulated conductors 5 are designed to supply power to the heating element 6 from a sealed cable electrical connector 7, installed, for example, on the bottom cover 3 and connected to a power source 8. Cable electrical connector 7 in the manufacturing option can be installed on the top cover 2; then the insulated conductors 5 for supplying power to the heating element 6 will be placed inside the rod 4.
На штанге 4 жестко закреплен верхний кольцевой упор 9, на который при установке опирается топливный элемент 10, размещенный вокруг штанги 4. Топливный элемент 10 может быть выполнен в виде пакета кольцеобразных топливных шашек, устанавливаемых одна на другую и плотно прижимаемых друг к другу с помощью нижнего кольцевого упора 11 и прижимной гайки 12, установленной на нижнем конце штанги 4, например, с помощью резьбового соединения. Верхний 9 и нижний 11 кольцевые упоры установлены в корпусе 1 с зазором для обеспечения возможности их установки и перемещения в корпусе 1. An upper annular stop 9 is rigidly fixed on the rod 4, on which, when installing, a fuel element 10 is placed around the rod 4. The fuel element 10 can be made in the form of a package of ring-shaped fuel blocks mounted one on top of the other and pressed tightly against each other using the lower an annular stop 11 and a clamping nut 12 mounted on the lower end of the rod 4, for example, using a threaded connection. The upper 9 and lower 11 ring stops are installed in the housing 1 with a gap to allow installation and movement in the housing 1.
Топливный элемент 10 может быть выполнен также в виде топливного порошка, насыпаемого в корпус 1 нагревателя между верхним 9 и нижним 11 кольцевыми упорами (при засыпке порошка нагреватель должен быть перевернут верхней крышкой 2 вниз) и плотно прижатого ими. В нижней части топливного элемента 10 установлен нагревательный элемент 6. Если топливный элемент 10 выполнен в виде пакета топливных шашек, то нагревательный элемент 6 представляет собой тонкую металлическую фольгу, плотно обернутую вокруг нижней топливной шашки и подсоединенную к проводникам 5 электродами (на чертеже не показаны). В случае, когда топливный элемент 10 выполнен в виде топливного порошка, нагревательный элемент 6 может иметь, например, форму спирали, погружаемой в порошок под нижним кольцевым упором 11. The fuel element 10 can also be made in the form of fuel powder, poured into the heater body 1 between the upper 9 and lower 11 ring stops (when filling the heater, the heater must be turned upside down 2 with the top cover pressed down) and pressed tightly by them. A heating element 6 is installed in the lower part of the fuel element 10. If the fuel element 10 is made in the form of a package of fuel blocks, then the heating element 6 is a thin metal foil tightly wrapped around the lower fuel block and connected to the conductors by 5 electrodes (not shown in the drawing) . In the case where the fuel element 10 is made in the form of a fuel powder, the heating element 6 may, for example, be in the form of a spiral immersed in powder under the lower annular stop 11.
В качестве топливного элемента 10 в нагревателе использовано безгазовое топливо, компоненты которого, реагируя между собой, при определенных условиях взаимодействия образуют полностью конденсированные продукты реакции. В частности, таким безгазовым топливом может служить железоалюминиевый термит с инертной добавкой, в результате реакции горения которого образуются твердые (порошкообразные) продукты реакции и выделяется большое количество тепла. Обычно температура горения термитного топлива находится в пределах 1800-2400oC, но ее можно регулировать (снижать) до необходимой величины, как упоминалось выше, введением различного количества инертной добавки, в качестве которой используют, например, оксид алюминия.As the fuel cell 10 in the heater, gas-free fuel is used, the components of which, reacting with each other, under certain interaction conditions form completely condensed reaction products. In particular, iron-free aluminum termite with an inert additive can serve as such a gasless fuel, as a result of the combustion reaction of which solid (powder) reaction products are formed and a large amount of heat is released. Typically, the combustion temperature of thermite fuel is in the range of 1800-2400 o C, but it can be adjusted (reduced) to the required value, as mentioned above, by the introduction of various amounts of inert additives, which are used, for example, alumina.
Способ осуществляют следующим образом. The method is as follows.
В скважину 13 (фиг. 2), оборудованную насосно-компрессорными трубами (НКТ), вскрывающую нефте- или газоносный пласт 14 и перфорированную на интервале 15, перед загрузкой смеси 16 кислородсодержащего и углеродсодержащего веществ опускают скважинный нагреватель 17, который предварительно приводят в рабочее состояние. Для этого в корпус 1 нагревателя помещают топливный элемент 10 с размещенным на нем нагревательным элементом 6 и плотно прижимают его нижним кольцевым упором 11 с прижимной гайкой 12 к верхнему кольцевому упору 9. Включают источник питания 8 и через кабельный электроразъем 7 и проводники 5 подают напряжение на электроды нагревательного элемента 6, тем самым поджигая топливный элемент 10. После этого кабельный электроразъем 7 может быть отсоединен, и скважинный нагреватель готов к опусканию в скважину 13 на обычном тросе 18, прикрепленном к корпусу 1 нагревателя 17. Дальнейшего расхода электроэнергии и дорогостоящего электрического кабеля не требуется. In the well 13 (Fig. 2), equipped with tubing (tubing), opening the oil or gas reservoir 14 and perforated in the interval 15, before loading the mixture 16 of oxygen-containing and carbon-containing substances, the well heater 17 is lowered, which is previously brought into operation . For this, a fuel cell 10 with a heating element 6 placed on it is placed in the heater body 1 and tightly pressed by its lower ring stop 11 with a clamping nut 12 to the upper ring stop 9. The power source 8 is turned on and the voltage is supplied through the cable electrical connector 7 and conductors 5 to electrodes of the heating element 6, thereby igniting the fuel element 10. After that, the cable connector 7 can be disconnected, and the downhole heater is ready to be lowered into the well 13 on a conventional cable 18 attached to the housing 1 heater 17. Further consumption of electricity and expensive electric cable is not required.
Скважинный нагреватель 17 опускают в скважину 13 на глубину не выше верхнего уровня отверстий интервала 15 перфорации, после чего загружают смесь 16 и осуществляют инциирование ее окислительной реакции с помощью разогретого скважинного нагревателя 17. Возможно также сначала загрузить в скважину смесь 16, а затем опустить скважинный нагреватель 17 при тех же условиях. Температуру разогрева нагревателя устанавливают путем введения в состав топливного элемента 10 того или иного количества инертной добавки в зависимости от результатов исследования эксплуатационных условий скважины 13 (от наличия и объема асфальтосмолистых или парафино-гидратных отложений, типа вмещающих пород, обводненности скважины и т.п.) и от состава загружаемой смеси 16. Как правило, интервал температур, необходимых для розжига смеси 16, находится в пределах 500-700oC.The downhole heater 17 is lowered into the borehole 13 to a depth not higher than the upper level of the holes of the perforation interval 15, after which the mixture 16 is loaded and its oxidation reaction is initiated using the heated downhole heater 17. It is also possible to first load the mixture 16 into the borehole and then lower the downhole heater 17 under the same conditions. The heating temperature of the heater is established by introducing a certain amount of an inert additive into the fuel cell 10, depending on the results of a study of the operating conditions of the well 13 (on the presence and volume of asphalt-resinous or paraffin-hydrated deposits, such as the host rocks, the water content of the well, etc.) and the composition of the loaded mixture 16. Typically, the temperature range required for ignition of the mixture 16 is in the range of 500-700 o C.
В качестве кислородсодержащего вещества может быть использована, например, кристаллическая селитра, а в качестве углеродсодержащего вещества - размельченный древесный уголь, сульфоуголь и т.п. Указанные компоненты смешивают, например, в цементировочном агрегате, добавляют для связки небольшое количество нефти или конденсата и закачивают через НКТ в скважину 13 до уровня не выше верхнего уровня отверстий интервала 15 перфорации. For example, crystalline nitrate can be used as an oxygen-containing substance, and crushed charcoal, sulfonated coal, etc. can be used as a carbon-containing substance. These components are mixed, for example, in a cementing unit, a small amount of oil or condensate is added for the bundle and pumped through the tubing into the well 13 to a level not higher than the upper level of the holes of the perforation interval 15.
В результате реакции окисления смеси 16 (термогазодинамической обработки прискважинной зоны), кроме перевода в текучее состояние и удаления асфальтосмолистых отложений, в породах прискважинной зоны развиваются дополнительные микротрещины, увеличивается пористость пород, что приводит к восстановлению гидродинамической связи скважины 13 с пластом 14. После окончания реакции горения смеси 16 приступают к обработке прискважинной зоны кристаллизующимся раствором селитры и инициированию ее окислительной реакции для увеличения интенсивности притока флюида в скважину. As a result of the oxidation reaction of mixture 16 (thermogasdynamic treatment of the near-wellbore zone), in addition to fluidizing and removal of asphalt-tar deposits, additional microcracks develop in the rocks of the near-wellbore zone, the porosity of the rocks increases, which leads to the restoration of the hydrodynamic connection of well 13 with reservoir 14. After the reaction is completed combustion mixture 16 begin to process the near-wellbore zone with a crystallizing solution of nitrate and initiating its oxidative reaction to increase the intensity and fluid flow into the well.
При отсутствии заметного увеличения продуктивности скважины операции по загрузке в скважину смеси 16 и ее розжигу повторяют. In the absence of a noticeable increase in well productivity, the operations of loading mixture 16 into the well and its ignition are repeated.
Предлагаемый способ реализуется простыми и дешевыми реагентами и операциями, не включает последовательного закачивания реагентов с разными свойствами, кроме теплового воздействия достигается химическое комплексное воздействие на прискважинную зону азотистыми газами, кислородом, диоксидом углерода и азотом, что приводит к повышению эффективности эксплуатации нефтяных и газовых скважин путем восстановления и увеличения их продуктивности. Кроме того, применение скважинного нагревателя предложенной конструкции с использованием термитного топлива по сравнению с прототипом позволяет резко сократить расход электроэнергии и дорогостоящего электрического кабеля. The proposed method is implemented by simple and cheap reagents and operations, does not include the sequential injection of reagents with different properties, in addition to heat exposure, a complex chemical effect is achieved on the borehole zone with nitrogen gases, oxygen, carbon dioxide and nitrogen, which leads to an increase in the efficiency of oil and gas wells operation by restoration and increase of their productivity. In addition, the use of a downhole heater of the proposed design using thermite fuel in comparison with the prototype can drastically reduce the consumption of electricity and expensive electric cable.
Claims (10)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99111242/03A RU2168008C2 (en) | 1999-05-26 | 1999-05-26 | Method of increasing oil and gas well productivity and downhole heater for method embodiment |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99111242/03A RU2168008C2 (en) | 1999-05-26 | 1999-05-26 | Method of increasing oil and gas well productivity and downhole heater for method embodiment |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU99111242A RU99111242A (en) | 2001-03-10 |
| RU2168008C2 true RU2168008C2 (en) | 2001-05-27 |
Family
ID=20220484
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU99111242/03A RU2168008C2 (en) | 1999-05-26 | 1999-05-26 | Method of increasing oil and gas well productivity and downhole heater for method embodiment |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2168008C2 (en) |
Cited By (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2235870C1 (en) * | 2003-10-14 | 2004-09-10 | Закрытое акционерное общество "НТЦ ГеотехноКИН" | Method for increasing well productiveness |
| RU2244900C1 (en) * | 2003-07-08 | 2005-01-20 | Иванов Валерий Анатольевич | Method for formation of deep-hole charge |
| RU2275495C1 (en) * | 2005-04-29 | 2006-04-27 | Закрытое акционерное общество "РЕНФОРС" | Method and device for reagent and impulse well and productive bed treatment |
| RU2289678C2 (en) * | 2004-06-07 | 2006-12-20 | Закрытое акционерное общество Научно-производственная фирма "ГИТАС" (ЗАО НПФ "ГИТАС") | Method for destroying paraffin-hydrate and paraffin-tarry sediments |
| RU2386022C1 (en) * | 2008-10-15 | 2010-04-10 | Федор Петрович Туренко | Method of increasing of recover factor of oil-and-gas bearing stratums |
| RU2447260C1 (en) * | 2010-08-02 | 2012-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "БЕРЕГ-Сервис" | Well heater for initiation of thermal-gas-chemical reactions in wells of complex profile |
| RU2456440C1 (en) * | 2011-02-25 | 2012-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "БЕРЕГ-Сервис" | Method of oil influx intensification in wells with complex profile, and composition for its implementation |
| RU2459946C2 (en) * | 2009-06-25 | 2012-08-27 | Ильгиз Фатыхович Садыков | Treatment method of bottom-hole zone of formation with liquid combustible oxidation compound |
| RU2491412C2 (en) * | 2009-12-11 | 2013-08-27 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт горной геомеханики и маркшейдерского дела - Межотраслевой научный центр ВНИМИ" | Well heater for deflected and flattening out holes |
| RU186377U1 (en) * | 2018-04-28 | 2019-01-17 | Расим Наилович Ахмадиев | A device for extracting geothermal energy from the produced products of an existing low-temperature oil well |
| WO2022073574A1 (en) * | 2020-10-10 | 2022-04-14 | Leonid Surguchev | Process of exothermic reactive heating in hydrocarbon fields to generate and produce hydrogen |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2006571C1 (en) * | 1992-07-08 | 1994-01-30 | Валерий Иванович Жеребцов | Well electrical heater |
| RU2100584C1 (en) * | 1995-06-23 | 1997-12-27 | Научно-исследовательский институт горной геомеханики и маркшейдерского дела | Method for enhancing of oil well productivity |
-
1999
- 1999-05-26 RU RU99111242/03A patent/RU2168008C2/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2006571C1 (en) * | 1992-07-08 | 1994-01-30 | Валерий Иванович Жеребцов | Well electrical heater |
| RU2100584C1 (en) * | 1995-06-23 | 1997-12-27 | Научно-исследовательский институт горной геомеханики и маркшейдерского дела | Method for enhancing of oil well productivity |
Cited By (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2244900C1 (en) * | 2003-07-08 | 2005-01-20 | Иванов Валерий Анатольевич | Method for formation of deep-hole charge |
| RU2235870C1 (en) * | 2003-10-14 | 2004-09-10 | Закрытое акционерное общество "НТЦ ГеотехноКИН" | Method for increasing well productiveness |
| RU2289678C2 (en) * | 2004-06-07 | 2006-12-20 | Закрытое акционерное общество Научно-производственная фирма "ГИТАС" (ЗАО НПФ "ГИТАС") | Method for destroying paraffin-hydrate and paraffin-tarry sediments |
| RU2275495C1 (en) * | 2005-04-29 | 2006-04-27 | Закрытое акционерное общество "РЕНФОРС" | Method and device for reagent and impulse well and productive bed treatment |
| RU2386022C1 (en) * | 2008-10-15 | 2010-04-10 | Федор Петрович Туренко | Method of increasing of recover factor of oil-and-gas bearing stratums |
| RU2459946C2 (en) * | 2009-06-25 | 2012-08-27 | Ильгиз Фатыхович Садыков | Treatment method of bottom-hole zone of formation with liquid combustible oxidation compound |
| RU2491412C2 (en) * | 2009-12-11 | 2013-08-27 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт горной геомеханики и маркшейдерского дела - Межотраслевой научный центр ВНИМИ" | Well heater for deflected and flattening out holes |
| RU2447260C1 (en) * | 2010-08-02 | 2012-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "БЕРЕГ-Сервис" | Well heater for initiation of thermal-gas-chemical reactions in wells of complex profile |
| RU2456440C1 (en) * | 2011-02-25 | 2012-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "БЕРЕГ-Сервис" | Method of oil influx intensification in wells with complex profile, and composition for its implementation |
| RU186377U1 (en) * | 2018-04-28 | 2019-01-17 | Расим Наилович Ахмадиев | A device for extracting geothermal energy from the produced products of an existing low-temperature oil well |
| WO2022073574A1 (en) * | 2020-10-10 | 2022-04-14 | Leonid Surguchev | Process of exothermic reactive heating in hydrocarbon fields to generate and produce hydrogen |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2168008C2 (en) | Method of increasing oil and gas well productivity and downhole heater for method embodiment | |
| US4564458A (en) | Method and apparatus for disposal of a broad spectrum of waste featuring oxidation of waste | |
| US2863510A (en) | Process for igniting hydrocarbon materials present within oil-bearing formations | |
| RU2072423C1 (en) | Method and device for downhole treatment of well | |
| RU2087693C1 (en) | Method of treating bottom-hole zone of well | |
| RU2007135026A (en) | METHOD AND DEVICE FOR INTENSIFICATION OF WELLS BY USING EXPLOSIVES | |
| RU2153065C1 (en) | Method for thermochemical treatment of productive formation and combustive and oxidative composition for implementation of the method | |
| RU2184220C2 (en) | Thermal gas producer to treat face zone of productive pool of oil wells and process of its manufacture | |
| RU2139423C1 (en) | Method and device for treatment of bottom-hole zone of bed | |
| RU2209960C2 (en) | Method of bottomhole oil formation zone treatment and device for method embodiment | |
| RU99111242A (en) | METHOD FOR INCREASING PRODUCTIVITY OF OIL AND GAS WELLS AND A WELL HEATER FOR ITS IMPLEMENTATION | |
| RU2100584C1 (en) | Method for enhancing of oil well productivity | |
| RU2459946C2 (en) | Treatment method of bottom-hole zone of formation with liquid combustible oxidation compound | |
| US3076505A (en) | Process for initiation of in situ combustion | |
| US2749990A (en) | Kick-off for gas-lift wells | |
| RU2219333C2 (en) | Way to treat critical area of well and device for its implementation | |
| RU2144911C1 (en) | Hole charge and method of its formation | |
| RU2182656C2 (en) | Gear for thermal-gas-acidic treatment of productive pools | |
| JP3825807B2 (en) | Flameless combustor | |
| RU2178073C1 (en) | Method of formation fracturing by pressure | |
| RU2232259C2 (en) | Gear to liquidate asphalt-resin-paraffin deposits | |
| RU2011808C1 (en) | Process of development of oil field of crack-porous type | |
| RU2447260C1 (en) | Well heater for initiation of thermal-gas-chemical reactions in wells of complex profile | |
| Shallcross | Devices and methods for in-situ combustion ignition | |
| US2953205A (en) | Process for initiating in situ combustion |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| NF4A | Reinstatement of patent | ||
| PC43 | Official registration of the transfer of the exclusive right without contract for inventions |
Effective date: 20101006 |
|
| QB4A | Licence on use of patent |
Effective date: 20101110 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170527 |