EA037764B1 - Method for quickly removing formation characteristics damage in gas condensate fields - Google Patents
Method for quickly removing formation characteristics damage in gas condensate fields Download PDFInfo
- Publication number
- EA037764B1 EA037764B1 EA201891947A EA201891947A EA037764B1 EA 037764 B1 EA037764 B1 EA 037764B1 EA 201891947 A EA201891947 A EA 201891947A EA 201891947 A EA201891947 A EA 201891947A EA 037764 B1 EA037764 B1 EA 037764B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- gas
- zone
- nitrogen
- ethanol
- injection
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 46
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 18
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 161
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 108
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 86
- 229910001873 dinitrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 41
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 23
- 238000009833 condensation Methods 0.000 claims abstract description 11
- 230000005494 condensation Effects 0.000 claims abstract description 11
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 60
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 53
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 53
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 31
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 claims description 13
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 11
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims description 9
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims description 4
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims description 2
- 238000002791 soaking Methods 0.000 abstract description 3
- 230000008014 freezing Effects 0.000 abstract 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 abstract 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 33
- 241000191291 Abies alba Species 0.000 description 23
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 17
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 16
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 14
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 7
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 4
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000007799 cork Substances 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 238000005067 remediation Methods 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/166—Injecting a gaseous medium; Injecting a gaseous medium and a liquid medium
- E21B43/168—Injecting a gaseous medium
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/592—Compositions used in combination with generated heat, e.g. by steam injection
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Heat Treatment Of Strip Materials And Filament Materials (AREA)
- Furnace Details (AREA)
- Inorganic Fibers (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
Abstract
Description
Область техникиTechnology area
Изобретение относится к восстановлению нарушенных эксплуатационных характеристик пласта в газоносных месторождениях, в частности к способу быстрого устранения нарушения эксплуатационных характеристик пласта в газоконденсатных месторождениях, относящемуся к области разработки газоносных месторождений.The invention relates to the restoration of disturbed reservoir performance in gas-bearing fields, in particular to a method for rapid elimination of disturbance in reservoir performance in gas-condensate fields, related to the development of gas fields.
Уровень техникиState of the art
При разработке газоконденсатного месторождения, когда забойное давление газоносной скважины падает ниже давления точки росы флюида, из-за изменения фазового состояния флюида выбрасывается конденсатная нефть, и возникает явление ретроградной конденсации, при этом конденсатная нефть прилипает к поверхности частиц породы в месторождении и вызывает повреждение из-за ретроградной конденсации. Из-за большого падения давления в области вблизи ствола скважины при добыче давление в этой области становится ниже, чем давление точки росы, следовательно, серьезное повреждение из-за ретроградной конденсации более вероятно происходит вблизи ствола скважины, что приводит к резкому падению относительной газоносной проницаемости и снижению продуктивности газоносной скважины.During the development of a gas condensate field, when the bottomhole pressure of a gas-bearing well drops below the pressure of the dew point of the fluid, condensate oil is released due to a change in the phase state of the fluid, and the phenomenon of retrograde condensation occurs, while condensate oil adheres to the surface of rock particles in the field and causes damage from behind retrograde condensation. Due to the large pressure drop in the area near the wellbore during production, the pressure in this area becomes lower than the dew point pressure, therefore, serious damage due to retrograde condensation is more likely to occur near the wellbore, which leads to a sharp drop in the relative gas-bearing permeability and decrease in the productivity of a gas-bearing well.
При добыче из газоносной скважины, если внешние водные флюиды внедряются в смачиваемые водой месторождения, это приводит к блокированию водной фазой в каналах вблизи ствола скважины. Если энергии пласта недостаточно для полного устранения блокирования водой, образуется водяной затвор. Когда пластовая вода или конденсатная вода не могут быть вынесены из ствола скважины потоком газа, флюид заполняет забой скважины. Когда скважину закрывают, накопившийся флюид может протекать обратно в микрокапиллярные каналы месторождения с пониженной проницаемостью под действием обратного давления ствола скважины, смачиваемости породы месторождения и капиллярного давления в микропорах, таким образом создавая эффект водяного затвора. Водяной затвор в свою очередь блокирует каналы выхода газа, снижает эффективную проницаемость газоносной фазы и усугубляет нарушение эксплуатационных характеристик пласта в области вблизи ствола скважины.In production from a gas-bearing well, if external aqueous fluids are introduced into water-wetted reservoirs, it results in blockage by the water phase in the channels near the wellbore. If the formation energy is insufficient to completely eliminate the blockage by water, a water seal is formed. When formation water or condensate water cannot be carried out of the wellbore by the gas flow, the fluid fills the bottom of the well. When the well is shut in, the accumulated fluid can flow back into the microcapillary channels of the reduced permeability field due to the back pressure of the wellbore, the wettability of the formation rock and capillary pressure in the micropores, thus creating a water seal effect. The water seal, in turn, blocks the gas exit channels, reduces the effective permeability of the gas phase and aggravates the disruption of the reservoir performance in the vicinity of the wellbore.
В настоящее время существует пять способов устранения нарушения эксплуатационных характеристик пласта в газоконденсатных месторождениях, которые включают закачку газа, гидроразрыв, поставку скважины на приток в импульсном режиме, добавление поверхностно-активного вещества и закачку метанола. Среди этих способов способ закачки газа можно дополнительно разделить на циклическую закачку газа, повторную закачку сухого газа, закачку влажного газа, закачку низкокалорийного газа, закачку диоксида углерода, закачку газообразного азота и закачку пропана. В этом способе требуется много времени для получения какого-либо отклика, он требует устройств и трубопроводов высокого давления и высоких инвестиционных расходов, но имеет очень долгий период окупаемости. Способ гидроразрыва имеет недостатки, состоящие в его сложности, высоких инвестиционных расходах, и также долгом периоде окупаемости. Способ поставки скважины на приток в импульсном режиме дает нестабильный эффект, который зависит от устройств для обратного притока и насосно-компрессорных труб. Добавление поверхностно-активного вещества не дает значительного результата. Что касается способа закачки метанола, мы все знаем, что метанол является токсичным и вредным для окружающей среды.There are currently five ways to mitigate reservoir performance disruption in gas condensate fields, which include gas injection, hydraulic fracturing, pulsing, surfactant addition, and methanol injection. Among these methods, the gas injection method can be further divided into cyclic gas injection, dry gas re-injection, wet gas injection, low calorific gas injection, carbon dioxide injection, nitrogen gas injection, and propane injection. This method takes a long time to get any kind of response, it requires high pressure devices and pipelines and high investment costs, but has a very long payback period. The hydraulic fracturing method has disadvantages in terms of its complexity, high investment costs, and also a long payback period. The method of delivering a well to inflow in a pulsed mode gives an unstable effect, which depends on the devices for return flow and tubing. The addition of a surfactant does not give significant results. Regarding the way methanol is pumped, we all know that methanol is toxic and harmful to the environment.
Таким образом, для газодобывающей промышленности является первоочередной задачей обеспечение способа быстрого и эффективного устранения нарушения эксплуатационных характеристик пласта в газоконденсатном месторождении при малом времени обработки и простых операциях.Thus, the primary task for the gas production industry is to provide a method for quickly and efficiently eliminating disruptions in reservoir performance in a gas condensate field with short processing times and simple operations.
Краткое содержание изобретенияSummary of the invention
Чтобы решить вышеизложенные технические задачи, изобретение направлено на обеспечение способа быстрого и эффективного устранения нарушения эксплуатационных характеристик пласта в газоконденсатных месторождениях, который может эффективно устранить нарушение эксплуатационных характеристик пласта из-за ретроградной конденсации и образование водяного затвора в газоконденсатном месторождении при малом времени обработки и простых операциях.In order to solve the foregoing technical problems, the invention is aimed at providing a method for quickly and efficiently eliminating disruption in reservoir performance in gas condensate fields, which can effectively eliminate disruption in reservoir performance due to retrograde condensation and formation of a water seal in a gas condensate field with short processing times and simple operations. ...
Чтобы достичь вышеуказанной цели, в настоящем изобретении предложен способ быстрого устранения нарушения эксплуатационных характеристик пласта в газоконденсатных месторождениях, включающий следующие стадии:In order to achieve the above objective, the present invention provides a method for quickly eliminating disruption to reservoir performance in gas condensate fields, comprising the following steps:
стадия 1: закачивание газообразного азота в газоносную зону для ее нагревания;stage 1: injection of nitrogen gas into the gas zone to heat it;
стадия 2: закачивание этанола в газоносную зону;stage 2: injection of ethanol into the gas zone;
стадия 3: закачивание газообразного азота в газоносную зону для ее нагревания и для поддержания высокой температуры внутри нее;stage 3: injection of nitrogen gas into the gas-bearing zone to heat it and to maintain a high temperature inside it;
стадия 4: приостановка скважины для ее пропитки, в течение которой передняя часть введенной этаноловой пробки проходит сквозь край зоны с нарушенными эксплуатационными характеристиками пласта вблизи скважины, проходя указанную зону по радиусу на 3-5 м;stage 4: suspension of the well for its impregnation, during which the front part of the introduced ethanol plug passes through the edge of the zone with disrupted production characteristics of the formation near the well, passing the specified zone along a radius of 3-5 m;
стадия 5: открытие скважины и осуществление обратного притока, таким образом завершая быстрое устранение нарушения эксплуатационных характеристик пласта в газоконденсатных месторождениях.Stage 5: Opening the well and performing the return flow, thus completing the rapid remediation of the disruption to the reservoir performance in the gas condensate fields.
В способе быстрого устранения нарушения эксплуатационных характеристик пласта в газоконденсатных месторождениях обратный приток выполняют посредством выпуска азота, этанола и азота, в указанном порядке, и когда в обратном потоке доминирует конденсатная нефть и природный газ, начинается процесс добычи.In the method for quickly remediating reservoir performance in gas condensate fields, backflow is performed by releasing nitrogen, ethanol and nitrogen in that order, and when condensate oil and natural gas dominate the backflow, production starts.
- 1 037764- 1 037764
В вышеуказанном способе на стадии 1 целью закачивания азота является нагревание зоны газоносного месторождения; на стадии 2 целью закачивание этанола является ослабление эффекта водяного затвора и устранение нарушения эксплуатационных характеристик пласта из-за ретроградной конденсации; на стадии 3 целью закачивания азота снова является непрерывный нагрев зоны и поддержание ее при высокой температуре и создание условий для воздействия этанола. Кроме того, хорошую сжимаемость газообразного азота используют для того, чтобы способствовать преодолению ограничения капиллярной силы, ослаблению эффекта водяного затвора и вытеснению воды, которая обратным потоком протекает в зону.In the above method, in step 1, the purpose of the nitrogen injection is to heat the zone of the gas field; in stage 2, the goal of ethanol injection is to weaken the water seal effect and eliminate the disruption in reservoir performance due to retrograde condensation; in stage 3, the purpose of the nitrogen injection is again to continuously heat the zone and keep it at a high temperature and create conditions for ethanol exposure. In addition, the good compressibility of nitrogen gas is used to help overcome capillary force limitation, weaken the water seal effect, and displace water that is backflowing into the zone.
В этом способе быстрого устранения нарушения эксплуатационных характеристик пласта в газоконденсатных месторождениях на стадии 1 и стадии 3 объем закачиваемого азота является одинаковым и определяется по следующей формуле:In this method of quickly eliminating the violation of reservoir performance in gas condensate fields at stage 1 and stage 3, the volume of injected nitrogen is the same and is determined by the following formula:
Va3OTa = πΓ2Ηφη(ΡΐΤ/ΤΐΡ) где Vаз0mα представляет собой объем закачиваемого газообразного азота, м3;V a3 OTa = πΓ 2 Ηφη (ΡΐΤ / ΤΐΡ) where V a z 0mα is the volume of injected nitrogen gas, m 3 ;
r представляет собой радиус нарушения эксплуатационных характеристик пласта, м;r is the radius of disruption to reservoir performance, m;
h представляет собой толщину газоносной зоны, м;h is the thickness of the gas zone, m;
φ представляет собой пористость газоносной зоны;φ is the porosity of the gas zone;
n представляет собой дополнительный коэффициент, составляющий от 1,2 до 1,5 (n представляет собой коэффициент надежности, и конкретное значение может быть определено специалистом в данной области техники, исходя из практических знаний);n is an additional factor ranging from 1.2 to 1.5 (n is a factor of safety, and a particular value can be determined by a person skilled in the art based on practical knowledge);
Pi представляет собой давление в газоносной зоне, МПа;Pi is the pressure in the gas-bearing zone, MPa;
Т представляет собой температуру закачки газообразного азота, °С;T is the nitrogen gas injection temperature, ° C;
Ti представляет собой температуру газоносной зоны, °С;Ti is the temperature of the gas-bearing zone, ° C;
Р представляет собой давление закачки газообразного азота, МПа.P is the nitrogen gas injection pressure, MPa.
В этом способе быстрого устранения нарушения эксплуатационных характеристик пласта в газоконденсатных месторождениях объем закачиваемого этанола определяют по следующей формуле:In this method of quickly eliminating the violation of reservoir performance in gas condensate fields, the volume of injected ethanol is determined by the following formula:
Vэтанола — 71Г Ь(рП где Vэτaнолa представляет собой объем закачиваемого этанола, м3;Vethanol - 71G L (rP where Vet anola is the volume of injected ethanol, m 3 ;
r представляет собой радиус нарушения эксплуатационных характеристик пласта, м;r is the radius of disruption to reservoir performance, m;
h представляет собой толщину газоносной зоны, м;h is the thickness of the gas zone, m;
φ представляет собой пористость газоносной зоны;φ is the porosity of the gas zone;
n представляет собой дополнительный коэффициент, составляющий от 1,2 до 1,3 (n представляет собой коэффициент надежности, и конкретное значение может быть определено специалистом в данной области техники на основании практических знаний).n is an additional factor ranging from 1.2 to 1.3 (n is a factor of safety, and a specific value can be determined by a person skilled in the art based on practical knowledge).
В этом способе быстрого устранения нарушения эксплуатационных характеристик пласта в газоконденсатных месторождениях предпочтительно газообразный азот закачивают в газоносную зону при высокой температуре и высоком давлении.In this method for rapidly correcting formation disruption in gas condensate fields, preferably nitrogen gas is injected into the gas bearing zone at high temperature and high pressure.
В этом способе быстрого устранения нарушения эксплуатационных характеристик пласта в газоконденсатных месторождениях назначением закачивания газообразного азота является нагрев слоя месторождения для превращения конденсатной нефти в газ. Температуру закачки газообразного азота можно определить в соответствии с температурой начала кипения конденсатной нефти и температурой в газоносной зоне. Предпочтительно газообразный азот закачивают при температуре от 50 до 300°С.In this method of quickly eliminating the disruption of reservoir performance in gas condensate fields, the purpose of injecting nitrogen gas is to heat the reservoir layer to convert condensate oil into gas. The nitrogen gas injection temperature can be determined in accordance with the boiling point of condensate oil and the temperature in the gas zone. Preferably, nitrogen gas is injected at a temperature between 50 ° C and 300 ° C.
В этом способе быстрого устранения нарушения эксплуатационных характеристик пласта в газоконденсатных месторождениях предпочтительно газообразный азот закачивают под давлением, которое ниже, чем давление гидроразрыва пласта, чтобы предотвратить разрыв газоносной зоны во время закачивания.In this method for rapidly correcting formation disruption in gas condensate fields, preferably nitrogen gas is injected at a pressure lower than the fracturing pressure to prevent fracturing of the gas zone during injection.
В этом способе быстрого устранения нарушения эксплуатационных характеристик пласта в газоконденсатных месторождениях предпочтительно этанол закачивают под давлением, которое ниже, чем давление гидроразрыва пласта, чтобы предотвратить разрыв газоносной зоны во время закачивания.In this method for rapidly correcting formation disruption in gas condensate fields, ethanol is preferably injected at a pressure that is lower than the fracturing pressure to prevent fracturing of the gas zone during injection.
Согласно конкретному воплощению настоящего изобретения этанол и газообразный азот закачивают при насколько возможно большой величине вытеснения при условии, что их давление закачки ниже давления гидроразрыва пласта.According to a particular embodiment of the present invention, ethanol and nitrogen gas are injected at as large a displacement rate as possible, provided that their injection pressure is below the fracture pressure.
В этом способе быстрого устранения нарушения эксплуатационных характеристик пласта в газоконденсатных месторождениях предпочтительно содержание N2 в газообразном азоте составляет 98% или выше.In this method for quickly correcting formation disruption in gas condensate fields, it is preferable that the N 2 content of the nitrogen gas is 98% or more.
В этом способе быстрого устранения нарушения эксплуатационных характеристик пласта в газоконденсатных месторождениях предпочтительно в используемый газообразный азот имеет плотность более 1,09 кг/м3.In this method for rapidly correcting formation disruption in gas condensate fields, preferably the nitrogen gas used has a density greater than 1.09 kg / m 3 .
В этом способе быстрого устранения нарушения эксплуатационных характеристик пласта в газоконденсатных месторождениях давление, величину вытеснения, температуру и объем закачиваемого газообразного азота определяют согласно фактическим требованиям.In this method of quickly eliminating the disruption of reservoir performance in gas condensate fields, the pressure, displacement rate, temperature and volume of injected nitrogen gas are determined according to the actual requirements.
- 2 037764- 2 037764
Предпочтительно газообразный азот закачивают в газоносную зону через комплект передвижных насосных установок для газообразного азота, и комплект передвижных насосных установок для газообразного азота имеет максимальное рабочее давление 35 МПа.Preferably, nitrogen gas is pumped into the gas-bearing zone through a set of mobile nitrogen gas pumping units, and the set of mobile nitrogen gas pumping units has a maximum operating pressure of 35 MPa.
Предпочтительно комплект передвижных насосных установок для газообразного азота имеет максимальную выдачу газа 1200 м3/ч.Preferably, the set of mobile nitrogen gas pumping units has a maximum gas output of 1200 m 3 / h.
Предпочтительно комплект передвижных насосных установок для газообразного азота имеет величину вытеснения при закачивании, составляющий от 500 до 800 м3/ч.Preferably, the nitrogen gas transportable pumping unit has a pumping displacement value of 500 to 800 m 3 / h.
В этом способе быстрого устранения нарушения эксплуатационных характеристик пласта в газоконденсатных месторождениях пропитка служит для нагревания месторождения и этанола посредством газообразного азота и для полного взаимодействия с конденсатной нефтью и поступающей обратным потоком водой, и таким образом устранения нарушения эксплуатационных характеристик пласта в газоконденсатных месторождениях. Время пропитки определяется количеством закачиваемого газообразного азота и этанола; предпочтительно, время пропитки составляет 4 ч.In this method of rapidly eliminating reservoir performance disruption in gas condensate fields, impregnation serves to heat the field and ethanol with nitrogen gas and to fully interact with condensate oil and backflow water, thereby eliminating reservoir performance disruption in gas condensate fields. The impregnation time is determined by the amount of injected nitrogen gas and ethanol; preferably the impregnation time is 4 hours.
Настоящее изобретение обеспечивает способ быстрого устранения нарушения эксплуатационных характеристик пласта в газоконденсатных месторождениях. В этом способе посредством непрерывного закачивания газообразного азота при высокой температуре и высоком давлении в газоносную зону, затем закачивания этанола в газоносную зону, и после этого повторного непрерывного закачивания газообразного азота при высокой температуре и высоком давлении в газоносную зону, в газоносной зоне образуется пробка, состоящая из нагретого азота-этанола-нагретого азота, которая быстро устраняет нарушение эксплуатационных характеристик пласта в газоконденсатном месторождении.The present invention provides a method for rapidly correcting disruption to reservoir performance in gas condensate fields. In this method, by continuously injecting nitrogen gas at high temperature and high pressure into the gas-bearing zone, then injecting ethanol into the gas-bearing zone, and after this repeated continuous injection of nitrogen gas at high temperature and high pressure into the gas-bearing zone, a plug is formed in the gas-bearing zone. from heated nitrogen-ethanol-heated nitrogen, which quickly removes the disruption of reservoir performance in a gas condensate field.
В вышеописанном способе по настоящему изобретению используют высокую летучесть и смешиваемость с водой этанола; с повышением содержания этанола давление насыщенных паров водного раствора этанола возрастает при высоких температурах, что может эффективно ослабить эффект водяного затвора. Кроме того, этанол, который обладает высокой способностью повторно испарять конденсатную нефть, используют для снижения давления точки росы конденсатного газа и устранить нарушения из-за ретроградной конденсации.In the above method of the present invention, high volatility and water miscibility of ethanol is used; As the ethanol content increases, the saturated vapor pressure of the ethanol aqueous solution increases at high temperatures, which can effectively weaken the water seal effect. In addition, ethanol, which has a high capacity to re-vaporize condensate oil, is used to reduce the pressure of the condensate gas dew point and eliminate disturbances due to retrograde condensation.
В вышеописанном способе по настоящему изобретению газообразный азот может поступать в породу с низкой проницаемостью, в которую не может поступать вода, и преобразовывать конденсатную нефть, находящуюся в связанном состоянии, в текучую нефть, таким образом извлекая или вынося часть конденсатной нефти. Кроме того, используют сжимаемость и расширяемость газообразного азота, чтобы получить хороший эффект деблокирования, способствовать выбросу, вытеснению и подъему с помощью газа при рассеивании энергии, и чтобы преодолеть ограничение капиллярных сил, ослабить эффект водяного затвора и вытеснить протекающую в обратном направлении воду. Кроме того, газообразный азот используют для повышения температуры в зоне вблизи ствола газоконденсатной скважины, чтобы повысить степень испарения конденсатной нефти, уменьшить ее вязкость и снизить влияние скопления жидкости в породе вблизи ствола скважины на продуктивность газоносной скважины.In the above-described method of the present invention, nitrogen gas can enter a low permeability rock that cannot be filled with water, and convert the bound condensate oil into fluid oil, thereby recovering or carrying out a portion of the condensate oil. In addition, the compressibility and expandability of nitrogen gas is used to obtain a good deblocking effect, to promote ejection, displacement and uplift by gas while dissipating energy, and to overcome capillary force limitation, weaken the water seal effect, and displace the reverse flowing water. In addition, gaseous nitrogen is used to increase the temperature in the zone near the bore of a gas condensate well in order to increase the evaporation rate of condensate oil, reduce its viscosity and reduce the effect of fluid accumulation in the rock near the wellbore on the productivity of a gas-bearing well.
Способ быстрого устранения нарушения эксплуатационных характеристик пласта в газоконденсатных месторождениях по настоящему изобретению, в частности, включает следующее.The method for quickly eliminating disruptions in reservoir performance in gas condensate fields according to the present invention, in particular, includes the following.
Основное используемое оборудование включает комплект нагревательных передвижных насосных установок для азота, передвижные буровые насосные установки, соединительные нагнетательные трубопроводы и всасывающий трубопровод.The main equipment used includes a set of mobile heating pumping units for nitrogen, mobile drilling pumping units, interconnecting injection lines and a suction line.
Комплект нагревательных передвижных насосных установок для азота и передвижные буровые насосные установки располагают рядом с устьем газоносной скважины. Выход нагревательного насоса для азота соединен с эксплуатационной задвижкой на одном крыле фонтанной арматуры через соединительный нагнетательный трубопровод для нагретого азота; выход передвижных буровых насосных установок соединен с эксплуатационной задвижкой на другом крыле фонтанной арматуры через соединительный нагнетательный трубопровод; вход передвижных буровых насосных установок соединен с емкостью для этанола через всасывающий трубопровод.A set of heating mobile nitrogen pumping units and mobile drilling pumping units are located near the gas-bearing wellhead. The outlet of the heating pump for nitrogen is connected to a production valve on one wing of the Christmas tree through a connecting injection line for heated nitrogen; the outlet of the mobile drilling pumping units is connected to the production valve on the other wing of the Christmas tree through a connecting injection pipeline; the inlet of the mobile drilling pumping units is connected to the ethanol tank through a suction pipeline.
Эксплуатационную задвижку на крыле фонтанной арматуры, соединенном с нагревательными передвижными насосными установками для азота открывают, и азот закачивают в газоносное месторождение при высокой температуре и высоком давлении через эксплуатационную насосно-компрессорную колонну в скважине (в направлении потока нагретого азота), эксплуатируя комплект нагревательных передвижных насосных установок для азота при заданных согласно требованиям давлении нагнетания, величине вытеснения, температуре и закачиваемом объеме азота.The production valve on the Christmas tree wing connected to the heating mobile pump units for nitrogen is opened and nitrogen is pumped into the gas field at high temperature and high pressure through the production tubing in the well (in the direction of the heated nitrogen flow), operating a set of heating mobile pumping stations units for nitrogen at the required discharge pressure, displacement value, temperature and injected volume of nitrogen.
По завершении закачивания газообразного азота эксплуатационную задвижку на крыле фонтанной арматуры, соединенном с нагревательными передвижными насосными установками для азота, закрывают, эксплуатационную задвижку на крыле фонтанной арматуры, соединенном с передвижными буровыми насосными установками, открывают и в газоносную зону закачивают этанол через эксплуатационную насосно-компрессорную колонну в скважине (в направлении потока этанола), эксплуатируя передвижные буровые насосные установки при заданных согласно требованиям давлении нагнетания, величине вытеснения, температуре и закачиваемом объеме этанола.Upon completion of the injection of gaseous nitrogen, the production valve on the Christmas tree wing connected to the mobile heating pump units for nitrogen is closed, the production valve on the Christmas tree wing connected to the portable drilling pump units is opened and ethanol is pumped into the gas zone through the production tubing. in the well (in the direction of ethanol flow), operating mobile drilling pumping units at the required injection pressure, displacement value, temperature and injected volume of ethanol.
Эксплуатационную задвижку на крыле фонтанной арматуры, соединенном с передвижными буро- 3 037764 выми насосными установками, закрывают, эксплуатационную задвижку на крыле фонтанной арматуры, соединенном с нагревательными передвижными насосными установками для азота, открывают, и азот снова закачивают в газоносную зону при высокой температуре и высоком давлении через эксплуатационную насосно-компрессорную колонну в скважине (в направлении потока нагретого азота), эксплуатируя комплект нагревательных передвижных насосных установок для азота при заданных согласно требованиям давлении нагнетания, величине вытеснения, температуре и закачиваемом объеме азота.The production valve on the Christmas tree wing connected to the mobile pumping units is closed, the production valve on the Christmas tree wing connected to the mobile heating pump units for nitrogen is opened and nitrogen is re-injected into the gas zone at high temperature and high pressure through the production tubing in the well (in the direction of the heated nitrogen flow), operating a set of heating mobile pumping units for nitrogen at the required injection pressure, displacement value, temperature and injected volume of nitrogen.
После второго закачивания нагретого азота эксплуатационную задвижку на крыле фонтанной арматуры, соединенном с нагревательными передвижными насосными установками для азота, закрывают и скважину приостанавливают для пропитки, обеспечивая возможность взаимодействия этанола и нагретого азота с нефтью ретроградного конденсата и водой (время пропитки определяется количеством закачиваемых нагретого азота и этанола, обычно время пропитки составляет 4 ч).After the second injection of heated nitrogen, the production valve on the Christmas tree wing, connected to the heating mobile pumping units for nitrogen, is closed and the well is suspended for impregnation, allowing ethanol and heated nitrogen to interact with the retrograde condensate oil and water (the impregnation time is determined by the amount of heated nitrogen injected and ethanol, usually the impregnation time is 4 hours).
После пропитки соединительные нагнетательные трубопроводы между задвижками фонтанной арматуры и нагревательными передвижными насосными установками для азота и передвижными буровыми насосными установками отсоединяют, и задвижку на одном крыле фонтанной арматуры соединяют с добычным трубопроводом, и затем задвижку на этом крыле фонтанной арматуры открывают для регулирования обратного потока, так что газообразный азот, этанол и газообразный азот выпускают в указанном порядке, при этом одновременно выпускают пробки, которые несет этанол и газообразный азот; процесс добычи начинают, когда протекающий в обратном направлении газ и жидкость представляют собой главным образом конденсатную нефть и природный газ.After impregnation, the connecting injection pipelines between the Christmas tree valves and the mobile heating pump units for nitrogen and the mobile drilling pump units are disconnected, and the valve on one wing of the Christmas tree is connected to the production pipeline, and then the valve on this Christmas tree wing is opened to regulate the return flow, so that nitrogen gas, ethanol and nitrogen gas are discharged in this order, while simultaneously releasing plugs carried by ethanol and nitrogen gas; the production process begins when the reverse flowing gas and liquid are mainly condensate oil and natural gas.
В способе быстрого устранения нарушения эксплуатационных характеристик пласта в газоконденсатных месторождениях по настоящему изобретению используемый газообразный азот является невоспламеняющимся, невзрывающимся, не вызывающим химической коррозии, не вызывающим загрязнений, безопасным и надежным, и его можно нагревать до температуры 300°С, и нагретый азот и этанол широко доступны по низким ценам.In the method for quickly correcting formation disruption in gas condensate fields of the present invention, the nitrogen gas used is non-flammable, non-explosive, non-chemical corrosive, non-contaminating, safe and reliable, and can be heated to 300 ° C, and heated nitrogen and ethanol widely available at low prices.
Способ быстрого устранения нарушения эксплуатационных характеристик пласта в газоконденсатных месторождениях по настоящему изобретению имеет высокую эффективность в отношении устранения закупорки и быстрого ввода в действие, и в то же время протекающий в обратном направлении газ может выносить пробки. Поэтому способ является экологически безопасным способом устранения нарушения эксплуатационных характеристик пласта в газоконденсатных месторождениях.The method for quickly correcting disruption to reservoir performance in gas condensate fields of the present invention is highly effective in removing plugging and rapid commissioning, and at the same time, the reverse flow gas can carry plugs. Therefore, the method is an environmentally friendly way to eliminate the violation of the reservoir performance in gas condensate fields.
В способе быстрого устранения нарушения эксплуатационных характеристик пласта в газоконденсатных месторождениях по настоящему изобретению посредством использования высокой летучести и смешиваемости с водой этанола и применения нагретого газообразного азота при высокой температуре в качестве теплоносителя можно эффективно устранять нарушение эксплуатационных характеристик пласта из-за ретроградной конденсации и водяного затвора и можно повысить продуктивность газоносной скважины.In the method for rapidly eliminating formation disruption in gas condensate fields of the present invention by using high volatility and water miscibility of ethanol and using heated nitrogen gas at a high temperature as a heat transfer medium, disruption to formation performance due to retrograde condensation and a water seal can be effectively eliminated, and you can increase the productivity of a gas-bearing well.
Краткое описание чертежейBrief Description of Drawings
На фиг. 1 представлена схема способа быстрого устранения нарушения эксплуатационных характеристик пласта в газоконденсатных месторождениях по примеру 1;FIG. 1 shows a diagram of a method for quickly eliminating a violation of the reservoir performance in gas condensate fields according to example 1;
на фиг. 2 схематически представлена пробка, состоящая из нагретого азота-этанола-нагретого азота, в условиях пропитки примера 1.in fig. 2 is a schematic representation of a plug consisting of heated nitrogen-ethanol-heated nitrogen under the impregnation conditions of Example 1.
Список основных обозначений на чертежахList of basic designations in drawings
1-1 - Комплект нагревательных передвижных насосных установок для азота;1-1 - Set of heating mobile pumping units for nitrogen;
1-2 - выход нагревательного насоса для азота;1-2 - outlet of the heating pump for nitrogen;
1-3 - соединительный нагнетательный трубопровод для нагретого азота;1-3 - connecting discharge pipeline for heated nitrogen;
1-4 - эксплуатационная задвижка на одном крыле фонтанной арматуры;1-4 - operational valve on one wing of the Christmas tree;
1-5 - эксплуатационная задвижка на другом крыле фонтанной арматуры;1-5 - operational valve on the other wing of the Christmas tree;
1-6 - соединительные нагнетательные трубопроводы;1-6 - connecting injection pipelines;
1-7 - всасывающий трубопровод;1-7 - suction pipeline;
1-8 - выход передвижных буровых насосных установок;1-8 - exit of mobile drilling pumping units;
1-9 - передвижные буровые насосные установки;1-9 - mobile drilling pumping units;
2-1 - пробка из первичного нагретого азота;2-1 - plug of primary heated nitrogen;
2-2 - пробка из этанола;2-2 - cork from ethanol;
2-3 - пробка из вторичного нагретого азота2-3 - plug from secondary heated nitrogen
2-4 - край зоны нарушения эксплуатационных характеристик пласта.2-4 - the edge of the zone of violation of the reservoir performance.
Подробное описаниеDetailed description
Далее воплощения изобретения дополнительно описано подробно, чтобы лучше пояснить технические признаки, объекты и преимущества настоящего изобретения, но это описание не ограничивает область защиты настоящего изобретения.In the following, embodiments of the invention are further described in detail to better explain the technical features, objects and advantages of the present invention, but this description does not limit the protection scope of the present invention.
Пример 1.Example 1.
В примере реализован способ быстрого устранения нарушения эксплуатационных характеристик пласта в газоконденсатных месторождениях, схематично показанный на фиг. 1, и конкретно этот способ включает следующие стадии.The example implements a method for quickly eliminating a disruption in reservoir performance in gas condensate fields, schematically shown in FIG. 1, and specifically this method includes the following steps.
- 4 037764- 4 037764
Комплект нагревательных передвижных насосных установок 1-1 для азота и передвижные буровые насосные установки размещают возле устья скважины и выход 1-2 комплекта нагревательных передвижных насосных установок 1-1 для азота соединяют с эксплуатационной задвижкой 1-4 на одном крыле фонтанной арматуры посредством соединительного нагнетательного трубопровода 1-3 для азота. Выход 1-8 передвижных буровых насосных установок 1-9 соединяют с эксплуатационной задвижкой 1-5 на другом крыле фонтанной арматуры посредством соединительного нагнетательного трубопровода 1 -6, а вход 1-2 передвижных буровых насосных установок 1-9 соединяют с емкостью для этанола посредством всасывающего трубопровода 1-7.A set of mobile heating pumping units 1-1 for nitrogen and mobile drilling pumping units are placed near the wellhead and the outlet 1-2 sets of mobile heating pumping units 1-1 for nitrogen are connected to the production valve 1-4 on one wing of the Christmas tree by means of a connecting injection pipeline 1-3 for nitrogen. The outlet 1-8 of the mobile drilling pumping units 1-9 is connected to the production valve 1-5 on the other wing of the Christmas tree by means of a connecting injection pipeline 1-6, and the inlet 1-2 of the mobile drilling pumping units 1-9 is connected to the ethanol tank by means of a suction pipeline 1-7.
Открывают эксплуатационную задвижку 1-4 на крыле фонтанной арматуры и нагретый газообразный азот закачивают в газоносную зону при высокой температуре и высоком давлении через эксплуатационную насосно-компрессорную колонну в скважине (в направлении потока нагретого азота), используя комплект нагревательных передвижных насосных установок 1-1 для азота. Исходя из базисной ситуации газоносной скважины, нагретый газообразный азот имеет давление закачки 10 МПа, величину вытеснения 580 м3/ч, температуру закачки 280°С и объем закачки 790,4 м3.Open the production valve 1-4 on the X-mas tree wing and heated gaseous nitrogen is pumped into the gas-bearing zone at high temperature and high pressure through the production tubing in the well (in the direction of the heated nitrogen flow) using a set of heating mobile pumping units 1-1 for nitrogen. Based on the baseline situation of a gas-bearing well, heated gaseous nitrogen has an injection pressure of 10 MPa, a displacement value of 580 m 3 / h, an injection temperature of 280 ° C and an injection volume of 790.4 m 3 .
По завершении закачки нагретого газообразного азота эксплуатационную задвижку 1-4 на одном крыле фонтанной арматуры закрывают, открывают эксплуатационную задвижку 1-5 на другом крыле фонтанной арматуры и в газоносную зону закачивают этанол через эксплуатационную насоснокомпрессорную колонну в скважине (в направлении потока этанола), используя передвижные буровые насосные установки 1-9. Исходя из базисной ситуации газоносной скважины этанол имеет давление закачки 25 МПа, величину вытеснения 75 м3/ч, температуру закачки 25°С и объем закачки 705,7 м3, и объем закачки этанола Vэτанола определяют согласно следующей формуле:Upon completion of the injection of heated gaseous nitrogen, the production valve 1-4 on one wing of the Christmas tree is closed, the production valve 1-5 on the other wing of the Christmas tree is opened, and ethanol is pumped into the gas-bearing zone through the production tubing in the well (in the direction of ethanol flow) using mobile drilling pumping units 1-9. Based on the baseline situation of a gas-bearing well, ethanol has an injection pressure of 25 MPa, a displacement rate of 75 m 3 / h, an injection temperature of 25 ° C and an injection volume of 705.7 m 3 , and the ethanol injection volume Vet anol is determined according to the following formula:
V3TaHona= πΓ2ήφη = 3,1416 х 162 х 7,5 х 0,09 х 1,3 = 705,7 м3 г = 16 м, h = 7,5 м, φ = 0,09, η = 1,3.V 3T aHona = πΓ2ήφη = 3.1416 x 16 2 x 7.5 x 0.09 x 1.3 = 705.7 m 3 g = 16 m, h = 7.5 m, φ = 0.09, η = 1.3.
Эксплуатационную задвижку 1 -5 на другом крыле фонтанной арматуры закрывают, открывают эксплуатационную задвижку 1-4 на крыле фонтанной арматуры и в газоносную зону опять закачивают газообразный азот при высокой температуре и при высоком давлении через эксплуатационную насоснокомпрессорную колонну в скважине (в направлении потока газообразного азота), используя комплект нагревательных передвижных насосных установок 1-1 для азота. Исходя из базисной ситуации газоносной скважины, нагретый газообразный азот имеет давление закачки 10 МПа, величину вытеснения 580 м3/ч, температуру закачки 280°С и объем закачки 790,4 м3.The production valve 1-5 on the other wing of the Christmas tree is closed, the production valve 1-4 on the Christmas tree wing is opened, and gaseous nitrogen is again pumped into the gas-bearing zone at high temperature and at high pressure through the production tubing in the well (in the direction of the flow of nitrogen gas) using a set of heating mobile pump units 1-1 for nitrogen. Based on the baseline situation of a gas-bearing well, heated gaseous nitrogen has an injection pressure of 10 MPa, a displacement value of 580 m 3 / h, an injection temperature of 280 ° C and an injection volume of 790.4 m 3 .
Объем закачки нагретого газообразного азота определяют согласно следующей формуле:The heated nitrogen gas injection volume is determined according to the following formula:
Va3OTa = яг2Ьфп(Р1Т/Т1Р) = 3,1416 х 162 х 7,5 х 0,09 х 1,3 х 3,2 х 280/(80x10) =790,4 м3 г = 16 м, h = 7,5 м, φ = 0,09, η = 1,3, Pi = 3,2 МПа, Τ = 280 °C, Ti = 80 °C,Va3OTa = mr2bfn (P1T / T1P) = 3.1416 x 16 2 x 7.5 x 0.09 x 1.3 x 3.2 x 280 / (80x10) = 790.4 m 3 r = 16 m, h = 7.5 m, φ = 0.09, η = 1.3, Pi = 3.2 MPa, Τ = 280 ° C, Ti = 80 ° C,
P = 10 МПа.P = 10 MPa.
После второй закачки нагретого азота эксплуатационную задвижку 1-4 на крыле фонтанной арматуры закрывают и скважину останавливают для пропитывания в течение 4 ч, обеспечивая возможность взаимодействия этанола и нагретого азота с нефтью и водой ретроградной конденсации. В течение процесса пропитывания пробка состоит из нагретого азота-этанола-нагретого азота, как показано на фиг. 2, и содержит первую пробку 2-1 из нагретого азота, пробку 2-2 из этанола, вторую пробку 2-3 из нагретого азота и зону 2-4 нарушения эксплуатационных качеств пласта вблизи скважины. В соответствии с заданным объемом закачки в состоянии пропитывания передний фронт закаченной пробки 2-2 из этанола разрушает край зоны 2-4 нарушения эксплуатационных качеств пласта вблизи скважины, превосходя радиус нарушения эксплуатационных качеств пласта на 3,2 м.After the second injection of heated nitrogen, the production valve 1-4 on the Christmas tree wing is closed and the well is stopped for soaking for 4 hours, allowing ethanol and heated nitrogen to interact with oil and water of retrograde condensation. During the impregnation process, the plug consists of heated nitrogen-ethanol-heated nitrogen, as shown in FIG. 2, and contains a first plug 2-1 of heated nitrogen, a plug 2-2 of ethanol, a second plug 2-3 of heated nitrogen, and a zone 2-4 of disruption to the performance of the formation near the well. In accordance with the given injection volume in the soaking state, the leading edge of the injected ethanol plug 2-2 destroys the edge of the disruption zone 2-4 near the well, exceeding the disruption radius by 3.2 m.
После пропитки вначале отсоединяют соединительные нагнетательные трубопроводы между задвижками фонтанной арматуры и нагревательными передвижными насосными установками для азота и передвижными буровыми насосными установками, и задвижку на одном крыле фонтанной арматуры соединяют с добычным трубопроводом, и затем задвижку на этом крыле фонтанной арматуры открывают для регулирования обратного потока, так что пробки, которые несет этанол и нагретый газообразный азот, выталкиваются обратно. Процесс добычи начинают, когда обратный поток представляет собой главным образом конденсатную нефть и природный газ.After impregnation, first, the connecting injection pipelines are disconnected between the Christmas tree valves and the mobile heating pumping units for nitrogen and the mobile drilling pumping units, and the valve on one wing of the Christmas tree is connected to the production pipeline, and then the valve on this Christmas tree wing is opened to regulate the return flow, so that the plugs, which are carried by ethanol and heated nitrogen gas, are pushed back. The production process begins when the reverse flow is mainly condensate oil and natural gas.
Вышеописанный способ по примеру применяли к Heavy Oil District No.3, и конкретные результаты этого представлены в таблице.The above method was applied by way of example to Heavy Oil District No.3, and the specific results of this are presented in the table.
- 5 037764- 5 037764
Дополнительная нефть после обработки в Heavy Oil District No.3Additional oil after processing in Heavy Oil District No.3
Все действия в соответствии с вышеописанным способом быстрого устранения нарушения эксплуатационных характеристик пласта в газоконденсатных месторождениях занимают всего пять суток, таким образом можно быстро устранить нарушение эксплуатационных характеристик пласта.All actions in accordance with the above-described method of quickly eliminating the disruption of reservoir performance in gas condensate fields take only five days, thus, the disruption of reservoir performance can be quickly eliminated.
Как видно из приведенного выше примера, способ устранения нарушения эксплуатационных характеристик пласта в газоконденсатных месторождениях по изобретению может быстро и эффективно устранить нарушение эксплуатационных характеристик пласта из-за ретроградной конденсации и водяного затвора и повысить производительность газоносной скважины.As can be seen from the above example, the inventive method for correcting reservoir performance disturbance in gas condensate fields can quickly and effectively eliminate reservoir performance disturbance due to retrograde condensation and water seal and increase the productivity of a gas-bearing well.
Claims (5)
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201711361241.9A CN108286422B (en) | 2017-12-18 | 2017-12-18 | Method for quickly removing condensate gas reservoir pollution |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201891947A2 EA201891947A2 (en) | 2019-06-28 |
| EA201891947A3 EA201891947A3 (en) | 2019-07-31 |
| EA037764B1 true EA037764B1 (en) | 2021-05-19 |
Family
ID=62832064
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201891947A EA037764B1 (en) | 2017-12-18 | 2018-09-27 | Method for quickly removing formation characteristics damage in gas condensate fields |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN108286422B (en) |
| EA (1) | EA037764B1 (en) |
Families Citing this family (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109826601B (en) * | 2019-02-27 | 2020-06-30 | 成都理工大学 | Water lock removing method for tight reservoir |
| CN115126456A (en) * | 2021-03-24 | 2022-09-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | Condensate gas reservoir gas injection parameter optimization method and device |
| CN112922572A (en) * | 2021-04-19 | 2021-06-08 | 西南石油大学 | Method and device for removing deep water phase trapping damage of tight reservoir |
| CN112983366A (en) * | 2021-04-19 | 2021-06-18 | 西南石油大学 | Method and device for removing water phase trapping damage of tight reservoir in large range |
| CN113310867B (en) * | 2021-05-14 | 2022-03-18 | 西南石油大学 | Experimental test method for simulating gas reservoir high-temperature high-pressure stratum reverse osmosis water absorption lock damage |
| CN116591649B (en) * | 2023-05-24 | 2023-11-21 | 固安国勘石油技术有限公司 | Reservoir blocking and water locking agent for gas well, design method, preparation method and application |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1714096A1 (en) * | 1986-12-31 | 1992-02-23 | Всесоюзный научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт по проблемам освоения нефтяных и газовых ресурсов континентального шельфа | Method for development of oil-condensate and oil-and-gas condensate fields |
| WO2007107950A1 (en) * | 2006-03-20 | 2007-09-27 | Schlumberger Canada Limited | Methods of treating wellbores with recyclable fluids |
| WO2008118242A1 (en) * | 2007-03-23 | 2008-10-02 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Compositions and methods for treating a water blocked well |
Family Cites Families (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4819723A (en) * | 1987-04-06 | 1989-04-11 | Conoco Inc. | Reducing the permeability of a rock formation |
| CN1757877A (en) * | 2004-10-10 | 2006-04-12 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method of solving near wall anticondensate liquid pollution by gas filling for condensate gas well |
| CN103541713B (en) * | 2013-10-12 | 2016-03-30 | 河南理工大学 | A kind of coal bed gas near wellbore zone chemical plugging removal method |
-
2017
- 2017-12-18 CN CN201711361241.9A patent/CN108286422B/en active Active
-
2018
- 2018-09-27 EA EA201891947A patent/EA037764B1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1714096A1 (en) * | 1986-12-31 | 1992-02-23 | Всесоюзный научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт по проблемам освоения нефтяных и газовых ресурсов континентального шельфа | Method for development of oil-condensate and oil-and-gas condensate fields |
| WO2007107950A1 (en) * | 2006-03-20 | 2007-09-27 | Schlumberger Canada Limited | Methods of treating wellbores with recyclable fluids |
| WO2008118242A1 (en) * | 2007-03-23 | 2008-10-02 | Board Of Regents, The University Of Texas System | Compositions and methods for treating a water blocked well |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EA201891947A2 (en) | 2019-06-28 |
| CN108286422B (en) | 2020-10-09 |
| EA201891947A3 (en) | 2019-07-31 |
| CN108286422A (en) | 2018-07-17 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA037764B1 (en) | Method for quickly removing formation characteristics damage in gas condensate fields | |
| US3108636A (en) | Method and apparatus for fracturing underground earth formations | |
| US9488040B2 (en) | Cyclic solvent hydrocarbon recovery process using an advance-retreat movement of the injectant | |
| US20110048005A1 (en) | Loop geothermal system | |
| EA032858B1 (en) | Method for fracturing a formation in a reservoir | |
| CN107165595B (en) | Method for hermetically removing harmful gas in drilling fluid | |
| Amani et al. | An overview of methods to mitigate condensate banking in retrograde gas reservoirs | |
| RU2582256C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil or bitumen | |
| WO2015118461A1 (en) | A method for preventing wax deposition in oil wells with packers | |
| CN106246156A (en) | Method made by a kind of explosion fracturing acidifying connection | |
| Bonalumi et al. | Potential performance of environmental friendly application of ORC and Flash technology in geothermal power plants | |
| CN105735958A (en) | Method and system for increasing coal bed gas permeability based on water vapor injection | |
| CN110617049A (en) | A dehydration cooling system for well head natural gas | |
| CN114458267A (en) | Method for preventing slipping, fracture and slippage in hot dry rock thermal storage transformation and application | |
| CA2910486A1 (en) | Method of recovering thermal energy | |
| US3032101A (en) | Improved waterflooding process | |
| Wilson | No-damage stimulation by use of residual-free diverting fluids | |
| GB2593369A (en) | Recovered drilling fluid formulation | |
| Wu et al. | Optimization of field-scale surface dissolution with thermoelastic constraints | |
| Guilin | Key drilling technologies in the Block B at the right bank of Amu Darya, Turkmenistan | |
| RU2168619C1 (en) | Method of heat treatment of bottom-hole zone of oil-gas well | |
| US3316968A (en) | Dry ice sticks to restore flow in wells | |
| RU2483201C1 (en) | Method for increasing oil recovery of production wells | |
| Shen | Laboratory hot waterfloods prior to and following steamfloods | |
| RU2480578C1 (en) | Method to develop deposit of highly viscous oil |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KG TJ RU |