RU2144135C1 - Method increasing productivity of oil well - Google Patents
Method increasing productivity of oil well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2144135C1 RU2144135C1 RU98105768/03A RU98105768A RU2144135C1 RU 2144135 C1 RU2144135 C1 RU 2144135C1 RU 98105768/03 A RU98105768/03 A RU 98105768/03A RU 98105768 A RU98105768 A RU 98105768A RU 2144135 C1 RU2144135 C1 RU 2144135C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- well
- liquid
- rim
- fringe
- Prior art date
Links
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны эксплуатационной нефтяной скважины. The invention relates to the oil industry and can be used in the treatment of the bottom-hole zone of a production oil well.
Эксплуатация месторождений, нефти которых содержат в своем составе парафин, смолы и асфальтены, осложнена выпадением указанных компонентов в виде твердых осадков на стенках труб, оборудования скважинного насоса и в призабойной зоне. В образовании твердых осадков участвуют не только асфальто-смоло-парафиновые компонент (АСПК), но и сырая нефть, вода, песок, глина, неорганические соли, сульфиды железа. Сложный состав осадков обуславливается не только составом нефти и газа, но и составом попутно добываемой воды, минералогическим составом и механической прочностью пород, слагающих пласт, условиями первичного и вторичного вскрытия, видами и периодичностью мероприятий по воздействию на пласт, условиями глушения перед ремонтом и т.д. The exploitation of fields whose oils contain paraffin, resins and asphaltenes is complicated by the precipitation of these components in the form of solid sediments on the walls of pipes, downhole pump equipment and in the bottomhole zone. The formation of solid precipitates involves not only the asphalt-resin-paraffin component (ASPA), but also crude oil, water, sand, clay, inorganic salts, and iron sulfides. The complex composition of sediments is determined not only by the composition of oil and gas, but also by the composition of produced water, the mineralogical composition and mechanical strength of the rocks composing the reservoir, the conditions of primary and secondary opening, the types and frequency of measures to influence the reservoir, jamming conditions before repair, etc. d.
Отложение указанных твердых осадков в призабойной зоне приводит к закупориванию пор и снижению продуктивности пласта. К негативным последствиям приводят также отложения твердых осадков на стенках насосно-компрессорных труб скважинного оборудования, вызывающие сужение гидравлических каналов и снижение производительности насоса при одновременном росте гидравлических сопротивлений в насосно-компрессорных трубах до полного их закупоривания. Поэтому подземный ремонт и восстановление продуктивности таких скважин представляют серьезную проблему. The deposition of these solid sediments in the bottom-hole zone leads to clogging of pores and a decrease in the productivity of the formation. Deposits of solid precipitation on the walls of the tubing of the downhole equipment also cause negative consequences, causing a narrowing of the hydraulic channels and a decrease in pump performance with a simultaneous increase in hydraulic resistances in the tubing until they become completely clogged. Therefore, underground repair and restoration of productivity of such wells are a serious problem.
Известен способ удаления отложений со стенок скважинных труб и подземного оборудования путем глушения скважин горячей водой, применяемый на месторождении Узень (см., например, книгу Шерстнева Н.М., Гурвича Л.М., Булина И. Г. "Применение композиций ПАВ при эксплуатации скважин". Москва, "Недра", 1988). В известном способе закачиваемая в скважину горячая вода разогревает стенки скважины и оборудования и расплавляет твердые отложения. При последующем освоении и пуске скважины после ремонта расплавленная масса твердых осадков должна, по мнению авторов, выноситься вместе с потоком добываемой жидкости на поверхность и откачиваться в трубопровод. Результаты анализа по 108 скважинам, заглушенным горячей водой, показали, что время освоения скважин после подземного ремонта увеличивается и снижается дебит скважин по сравнению с заглушенными холодной водой (см. тот же источник). There is a method of removing deposits from the walls of borehole pipes and underground equipment by killing wells with hot water, used in the Uzen field (see, for example, the book of Sherstnev N.M., Gurvich L.M., Bulina I.G. "Application of surfactant compositions in well operation ". Moscow," Nedra ", 1988). In the known method, the hot water pumped into the well heats the walls of the well and equipment and melts the solid deposits. During the subsequent development and start-up of the well after repair, the molten mass of solid sediment should, according to the authors, be carried along with the flow of produced fluid to the surface and pumped out into the pipeline. The results of the analysis of 108 wells plugged with hot water showed that the time for well development after underground repair increases and the flow rate of wells decreases compared to plugged with cold water (see the same source).
Для устранения указанного недостатка авторы предлагают применять холодный раствор поверхностно-активного вещества (ПАВ) марки МЛ, который хорошо отмывает парафин. Однако, и это усовершенствование имеет свои недостатки:
1) раствор отмывает твердые отложения только со стенок скважины и подземного оборудования;
2) закачка холодного раствора в призабойную зону пласта с целью ее обработки позволяет охватывать в основном зоны высокой проницаемости и еще более снизить температуру охлажденных и закупоренных пор и тем самым снизить продуктивность.To eliminate this drawback, the authors propose the use of a cold solution of a surface-active substance (surfactant) brand ML, which is good for washing paraffin. However, this improvement has its drawbacks:
1) the solution washes solid deposits only from the walls of the well and underground equipment;
2) injection of a cold solution into the bottomhole formation zone with the aim of processing it allows covering mainly high permeability zones and further lowering the temperature of chilled and plugged pores and thereby reducing productivity.
Известны также способы "теплоинжекционного теплового воздействия" на призабойную зону, характеризующиеся закачкой горячего агента непосредственно в пласт (см., например книгу Галанского П.П. "Борьба с парафином при добыче нефти". Москва, Гостоптехиздат, 1955). There are also known methods of "heat-injecting heat" on the bottom-hole zone, characterized by pumping a hot agent directly into the formation (see, for example, the book by Galansky PP "Fighting paraffin in oil production. Moscow, Gostoptekhizdat, 1955).
В качестве теплоносителя при этих способах могут быть использованы вода, пар или газы, нефть, соляровое масло или бензол, нагретые до необходимой температуры (для целей депарафинизации нефтью достаточно призабойную зону нагреть до 60- 70oC). При этом термическое воздействие дает увеличение продуктивности за счет очистки порового пространства от механических и органических материалов, привнесенных в процессе вскрытия и последующей эксплуатации скважин.Water, steam or gases, oil, hydrochloric oil or benzene heated to the required temperature can be used as a coolant in these methods (for the purpose of dewaxing with oil, it is sufficient to heat the bottom-hole zone to 60-70 o C). In this case, the thermal effect gives an increase in productivity due to the cleaning of the pore space from mechanical and organic materials introduced during the opening and subsequent operation of the wells.
Способы "теплоинжекционного теплового воздействия" на пласт имеют следующие недостатки:
1) низкая энергетическая эффективность из-за сильной неоднородности температурного поля по радиусу призабойной зоны скважины: при закачке горячего агента вдоль радиуса образуется так называемая температурная воронка, где температура у стенки скважины близка к температуре закачиваемого агента, а на небольшом расстоянии по радиусу вглубь пласта она снижается до пластовой температуры; "перегретая" зона у скважины вызывает непроизводительный переток тепла в кровлю и подошву пласта и тем самым снижает тепловую эффективность способа и не позволяет прогреть пласт на большую глубину;
2) плохо очищается призабойная зона от продуктов загрязнения, особенно в малопродуктивных пластах, где пластовой энергии недостаточно для выноса загрязняющих материалов и фильтрата жидкости глушения на водяной основе;
3) эффективность способа существенно снижается, когда продуктивный горизонт по толщине представлен пластами, имеющими разную проницаемость. В этом случае закачиваемый нагретый агент в первую очередь проникает и прогревает высоко проницаемые пласты, которые и без того имеют высокую продуктивность;
4) во многих случаях этот способ не позволяет произвести быстрое и эффективное освоение скважин, особенно на участках с низким пластовым давлением.Methods of "thermal injection heat exposure" on the reservoir have the following disadvantages:
1) low energy efficiency due to the strong heterogeneity of the temperature field along the radius of the bottomhole zone of the well: when a hot agent is injected along the radius, a so-called temperature funnel is formed, where the temperature near the wall of the well is close to the temperature of the injected agent, and at a small radius in the depth of the formation it reduced to reservoir temperature; the "overheated" zone at the well causes unproductive heat transfer to the roof and the bottom of the formation and thereby reduces the thermal efficiency of the method and does not allow heating the formation to a greater depth;
2) the bottom-hole zone is poorly cleaned of pollution products, especially in low-productivity formations, where the reservoir energy is not enough for the removal of contaminating materials and water-based jamming fluid filtrate;
3) the effectiveness of the method is significantly reduced when the productive horizon in thickness is represented by formations having different permeability. In this case, the injected heated agent first of all penetrates and warms up highly permeable formations, which already have high productivity;
4) in many cases, this method does not allow for quick and efficient development of wells, especially in areas with low reservoir pressure.
Наиболее близким к заявляемому техническому решению по технической сущности (т. е. прототипом) является способ обработки призабойной зоны скважины, включающий закачку в скважину аэрированного раствора поверхностно-активного вещества, и последующее ее освоение (см., например, патент Российской Федерации N 2097546, кл. E 21 B 43/25, 1997 г.). Closest to the claimed technical solution according to the technical essence (i.e., the prototype) is a method for processing the bottom-hole zone of a well, which includes injecting an aerated solution of a surfactant into the well and its subsequent development (see, for example, patent of the Russian Federation N 2097546, C. E 21 B 43/25, 1997).
Однако этот способ имеет существенный недостаток - недостаточно эффективный вынос разрушенных загрязняющих структур призабойной зоны, поскольку способ-прототип предназначен для обработки призабойной зоны нагнетательной скважины, а не эксплуатационной. В нагнетательных скважинах нет такого сильного загрязнения призабойной зоны твердыми осадками, включающими асфальто-смоло-парафиновые компоненты. However, this method has a significant drawback - insufficiently effective removal of the destroyed contaminating structures of the bottomhole zone, since the prototype method is designed to treat the bottomhole zone of the injection well, and not production. In injection wells, there is no such severe contamination of the bottom-hole zone with solid sediments, including asphalt-resin-paraffin components.
В связи с этим основной технической задачей, на решение которой направлено настоящее предлагаемое изобретение, является создание такого способа увеличения продуктивности эксплуатационной нефтяной скважины, который, будучи экологически чистым и взрывобезопасным, обеспечивал бы повышение эффективности выноса разрушенных загрязняющих структур из призабойной зоны эксплуатационной нефтяной скважины и тем самым увеличил бы ее продуктивность. In this regard, the main technical problem to be solved by the present invention is directed is the creation of such a method of increasing the productivity of a production oil well, which, being environmentally friendly and explosion-proof, would provide an increase in the efficiency of removal of destroyed polluting structures from the bottom-hole zone of a production oil well and most would increase its productivity.
Решение поставленной технической задачи обеспечивается тем, что в способе увеличения продуктивности эксплуатационной нефтяной скважины, включающем закачку оторочки газожидкостной смеси и последующее освоение скважины, оторочку газожидкостной смеси закачивают в объеме от 0,5 до 1 объема пор пласта в его призабойной его зоне при кратности содержания газовой фазы от 0,25 до 6 по отношению к жидкости в пластовых условиях, после чего в скважину закачивают газовую оторочку, состоящую из взрывобезопасного газа или смеси таких газов, и жидкую оторочку теплоносителя, причем объем газовой оторочки в пластовых условиях составляет не менее объема теплоносителя. Вслед за этим указанную жидкую оторочку продавливают в пласт жидкостью, обеспечивающей глушение скважины, а освоение скважины осуществляют путем откачки жидкости глушения и последующего создания глубокой депрессии на пласт при прокачивании газового агента в затрубное пространство скважины до прорыва в последнюю газа из газовой оторочки. Возможность осуществления настоящего предлагаемого изобретения доказывается использованием в отечественной и зарубежной практике нефтедобычи способов закачивания в призабойную зону скважины различных оторочек (газожидкостной, газовой и т.п.) - см., например, книгу М.Л.Сургучева "Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов". Москва, "Недра", 1985. The solution of the technical problem is provided by the fact that in the method of increasing the productivity of an oil production well, including injecting the rim of the gas-liquid mixture and subsequent development of the well, the rim of the gas-liquid mixture is pumped in a volume of 0.5 to 1 pore volume of the formation in its bottomhole zone with a multiplicity of gas content phases from 0.25 to 6 with respect to the fluid in the reservoir conditions, after which a gas rim consisting of an explosion-proof gas or a mixture of such gases is pumped into the well, and the liquid coolant point each, wherein the volume of the gas slug in reservoir conditions is not less than the coolant volume. Following this, the indicated fluid rim is pushed into the reservoir with a liquid that kills the well, and the development of the well is carried out by pumping out the killing fluid and then creating a deep depression on the formation while pumping a gas agent into the annulus of the well until gas breaks out of the gas rim into the latter. The feasibility of the present invention is proved by the use of methods of pumping various rims (gas-liquid, gas, etc.) into the bottom-hole zone of a well in domestic and foreign oil practice - see, for example, M.L.Surguchev’s book “Secondary and tertiary oil recovery enhancement methods” strata. " Moscow, "Nedra", 1985.
Технические признаки, являющиеся отличительными для заявленного способа, могут быть реализованы с помощью средств, применяемых в настоящее время при освоении и ремонте нефтяных скважин (насосно-компрессорный агрегат, сепаратор-отстойник, трубопроводы, запорная арматура, различные газы, ПАВ, кислоты и пр.). Technical features that are distinctive for the claimed method can be implemented using the tools currently used in the development and repair of oil wells (pump and compressor unit, separator settler, pipelines, valves, various gases, surfactants, acids, etc. )
Отличительные признаки, отраженные в формуле изобретения необходимы и достаточны для его осуществления, т.к. обеспечивают решение поставленной технической задачи, а именно увеличение продуктивности эксплуатационной нефтяной скважины путем повышения эффективности выноса разрушенных загрязняющих структур из призабойной зоны скважины при обеспечении экологичности и взрывобезопасности. Distinctive features reflected in the claims are necessary and sufficient for its implementation, because provide a solution to the technical problem, namely, increasing the productivity of a production oil well by increasing the efficiency of removal of destroyed contaminants from the bottomhole zone of the well while ensuring environmental friendliness and explosion safety.
В дальнейшем настоящее предлагаемое изобретение поясняется на примере его выполнения, схематически изображенном на прилагаемом чертеже, где показана технологическая схема предлагаемого способа. Further, the present invention is illustrated by the example of its implementation, schematically depicted in the attached drawing, which shows the technological scheme of the proposed method.
В нефтеносных пластах, сложенных неоднородными коллекторами, имеющими различную проницаемость, сначала закачивается оторочка газожидкостной смеси, состоящая из жидкой фазы, в качестве которой могут быть использованы: водяной раствор ПАВ, нефть, конденсат и другие фракции нефти, не вызывающие выпадения твердых осадков (асфальтенов) в качестве газовой фазы попутный и природный газы, выхлопной газ, азот, углекислота и другие доступные инертные газы
Температура газожидкостной смеси в условиях пласта должна превышать температуру плавления АСПК. Для месторождений парафинистых нефтей РФ она не превышает 70oC. В случае использования растворителей или водных растворов ПАВ для отмыва загрязнений температура их должна быть ниже пластовой температуры для данного месторождения, если даже эти жидкости способны отмывать твердые отложения при более низких температурах.In oil-bearing formations, composed of heterogeneous reservoirs with different permeability, first rim of the gas-liquid mixture is pumped, consisting of a liquid phase, which can be used as an aqueous solution of surfactants, oil, condensate and other oil fractions that do not cause precipitation of solid precipitates (asphaltenes) as a gas phase, associated and natural gases, exhaust gas, nitrogen, carbon dioxide and other available inert gases
The temperature of the gas-liquid mixture in the reservoir must exceed the melting temperature of the ASPK. For paraffin oil deposits of the Russian Federation, it does not exceed 70 o C. In the case of using solvents or aqueous surfactant solutions to wash off contaminants, their temperature should be lower than the reservoir temperature for this field, even if these liquids are capable of washing solid deposits at lower temperatures.
На устье скважины 1 (см.фиг.) установлены передвижной насосно-компрессорный агрегат 2, цистерна с запасом раствора ПАВ 3 и мобильный сепаратор-отстойник 4. Скважина оснащена фонтанной арматурой 5, насосно-компрессорной колонной 6, на конце которой установлен скважинный насос 7. Вместо мобильного сепаратора-отстойника 4 может быть использован стационарный сепоратор-отстойник, установленный на устье скважины (или куста скважин). В случае использования в качестве технологического агента пластовой жидкости производится транспортирование и установка сепаратора- отстойника заранее с целью накопления в нем необходимого объема технологической жидкости: нефти и воды для производства ремонтных работ. В сепараторе-отстойнике послойно снизу вверх размещается вода 8, нефть 9 и газ 10. Сепаратор-отстойник 4 сообщен трубопроводами 11 (для воды и нефти) и 12 (для газа) с передвижным насосно-компрессорным агрегатом. На указанных трубопроводах установлены задвижки 13, 14 и 15. Альтернативно газ может поступать от постороннего источника по трубопроводу 16, а техническая вода - по трубопроводу 17 (а также от постороннего источника). At the wellhead 1 (see figure), a mobile pump and compressor unit 2, a tank with a surplus solution stock 3 and a mobile separator-settler 4 are installed. The well is equipped with fountain fittings 5, a tubing string 6, at the end of which a well pump 7 is installed Instead of a mobile separator-settler 4, a stationary separator-settler installed at the wellhead (or well cluster) can be used. In the case of using formation fluid as a technological agent, transportation and installation of a separator-settler in advance is carried out in order to accumulate in it the necessary volume of the technological fluid: oil and water for repair work. In the separator-settler, water 8, oil 9 and gas 10 are placed in layers from the bottom up. The separator-settler 4 is connected by pipelines 11 (for water and oil) and 12 (for gas) with a mobile pump-compressor unit. Gate valves 13, 14, and 15 are installed on these pipelines. Alternatively, gas may come from an external source through line 16, and process water through line 17 (as well as from an external source).
При осуществлении заявляемого способа в первую очередь производится промывка ствола скважины холодным раствором ПАВ, поступающим из цистерны 3 по трубопроводу 18 в насосно-компрессорный агрегат 2 при открытой задвижке 19. За счет этого осуществляется отмыв отложений парафина со стенок скважины, НТК и оборудования путем прямой или обратной циркуляции в зависимости от того, какое глубинное оборудование с какими циркуляционными клапанами установлено в скважине. Отмытые отложения отстаиваются в отстойнике 4. Затем начинается циркуляция горячей жидкости для доотмыва отложений и прогрева ствола скважины и призабойной зоны с целью снижения потерь тепла при последующей закачке горячих агентов в пласт. Для этого жидкость поступает по трубопроводу 17 от отдельного источника (не показан) или по трубопроводу 11 из сепаратора-отстойника 4 при открытой задвижке 13 в насосно-компрессорный агрегат 2, где она может подогреваться одним из известных способов до температуры, превышающей температуру пласта (т.е. до 70-90oC) (например, насосно-компрессорный агрегат может быть оснащен для нагрева жидкости подогревателем известного типа).In the implementation of the proposed method, the well is first washed with a cold surfactant solution coming from the tank 3 through the pipe 18 to the pump and compressor unit 2 with the valve open 19. Due to this, the paraffin deposits are washed from the walls of the well, NTC and equipment by direct or reverse circulation, depending on what depth equipment with which circulation valves are installed in the well. The washed deposits are settled in the sump 4. Then, the circulation of hot fluid begins to further wash off the deposits and warm up the wellbore and bottomhole zone in order to reduce heat loss during the subsequent injection of hot agents into the formation. To do this, the fluid enters through a pipe 17 from a separate source (not shown) or through a pipe 11 from a separator-sump 4 with an open valve 13 to a pump-compressor unit 2, where it can be heated by one of the known methods to a temperature exceeding the temperature of the formation (t ie up to 70-90 o C) (for example, the tubing unit can be equipped with a heater of a known type for heating the liquid).
Следующей технологической операцией является закачка газожидкостной смеси в призабойную зону пласта. Для этого одновременно с жидкостью в скважину подается газ с образованием газожидкостной смеси. Например, в качестве газа может быть использован выхлопной газ двигателя внутреннего сгорания агрегата 2. В этом случае этот газ подается через выхлопную трубу двигателя через теплообменник агрегата (не показан) в насос-компрессор, и далее образовавшаяся газожидкостная смесь поступает в скважину. The next technological operation is the injection of a gas-liquid mixture into the bottomhole formation zone. To do this, simultaneously with the liquid, gas is supplied into the well with the formation of a gas-liquid mixture. For example, the exhaust gas of the internal combustion engine of aggregate 2 can be used as gas. In this case, this gas is supplied through the exhaust pipe of the engine through the heat exchanger of the aggregate (not shown) to the compressor pump, and then the gas-liquid mixture is delivered to the well.
Закачка газожидкостной смеси образует в продуктивном пласте оторочку 20, по обеим сторонам которой образуются переходные зоны 21 и 22. В результате закачки газожидкостной смеси и образования соответствующей оторочки 20 происходит выравнивание профиля приемистости по неоднородным пластам. The injection of the gas-liquid mixture forms a rim 20 in the reservoir, on both sides of which transition zones 21 and 22 are formed. As a result of the injection of the gas-liquid mixture and the formation of the corresponding rim 20, the injectivity profile is aligned with heterogeneous formations.
Газаожидкостная смесь обладает существенно большей вязкостью, чем ее составляющие. Поэтому газовая фаза, устремляясь в первую очередь в более высокие проницаемые пласты, образует там высоковязкостную мелкодисперсную водогазовую смесь с высоким содержанием газовой фазы. При этом увеличивается перепад давления на ее фильтрацию. За счет этого начинают интенсивнее принимать жидкость низко проницаемые пропластки. Таким образом в значительной степени выравнивается фронт продвижения оторочки по пропласткам разной проницаемости. The gas-liquid mixture has a significantly higher viscosity than its components. Therefore, the gas phase, rushing primarily in higher permeable layers, forms there a highly viscous finely divided water-gas mixture with a high content of the gas phase. This increases the pressure drop to its filtration. Due to this, low permeable layers begin to take in fluid more intensively. Thus, the front of the rim advance along the interlayers of different permeability is significantly leveled.
При закачке нагретого агента увеличивается относительная проницаемость в системе "вода-нефть" и устойчивость фронта нагнетания, что способствует более равномерному (без прорывов) вытеснению жидкости при закачке оторочки. При этом ускоряется перенос тепла вглубь пласта по радиусу скважины и выравнивается неоднородность теплового поля между фронтом нагнетания и забоем скважины, тем самым увеличивается эффективность обработки. В пузырьки газовой фазы испаряются легкие фракции нефти, которые при продвижении вглубь пласта конденсируются на скелете породы, образуя вал смешивающегося вытеснения, облегчая вытеснение остаточной нефти из мелких пор. Тем самым происходит более полный отмыв породы и увеличение ее проницаемости. В дальнейшем при освоении скважины и вызова притока водогазовая смесь, проникающая в высоко проницаемые обводненные зоны, препятствует в последующем обратной фильтрации воды, создавая эффект изоляции притока воды с помощью пенных систем. When a heated agent is injected, the relative permeability in the water-oil system and the stability of the discharge front increase, which contributes to a more uniform (without breakthroughs) liquid displacement during injection of the rim. At the same time, heat transfer deep into the formation along the radius of the well is accelerated and the heterogeneity of the thermal field between the injection front and the bottom of the well is smoothed out, thereby increasing the processing efficiency. Light oil fractions evaporate into the gas phase bubbles, which, when moving deeper into the reservoir, condense on the rock skeleton, forming a miscible displacement shaft, facilitating the displacement of residual oil from small pores. Thus, a more complete washing out of the rock and an increase in its permeability occur. In the future, when developing a well and causing an influx, the gas-gas mixture penetrating into highly permeable watered zones prevents subsequent reverse filtration of the water, creating the effect of isolating the influx of water using foam systems.
Кратность содержания газовой фазы в газожидкостной смеси составляет от 0,25 до 6 по отношению к жидкости в пластовых условиях. Малое содержание газа соответствует пластам с относительно небольшой разницей в проиницаемости отдельных пропластков (от 1,5 до 2 раз). В этом случае газовая фаза служит в основном для выравнивания фронта нагнетания и более полного отмыва призабойной зоны и лучшего оттесненния пластовых флюидов вглубь пласта. The multiplicity of the content of the gas phase in the gas-liquid mixture is from 0.25 to 6 with respect to the fluid in reservoir conditions. A low gas content corresponds to formations with a relatively small difference in the permeability of individual layers (from 1.5 to 2 times). In this case, the gas phase mainly serves to equalize the discharge front and more completely wash off the bottomhole zone and better push the formation fluids deeper into the formation.
Максимальные значения кратности применяются в сильно неоднородных пластах, содержащих сильнообводненные пропластки, где появляется необходимость не только в выравнивании профиля, но и изоляции сильнообводненных пластов пенной системой при последующем освоении скважины. В этом случае кратность газ/жидкость должна быть не менее 4-6 в пластовых условиях. The maximum values of the multiplicity are used in highly heterogeneous formations containing heavily flooded layers, where it becomes necessary not only to align the profile, but also to isolate heavily flooded formations with a foam system during subsequent development of the well. In this case, the multiplicity of gas / liquid should be at least 4-6 in reservoir conditions.
Объем газожидкостной смеси должен быть равен от 0,5 до 1 объема пор пласта в зоне предполагаемой обработки призабойной зоны пласта. В качестве второй оторочки 23 в скважину закачивается газ. Закачка газа осуществляется насосно-компрессорным агрегатом 2. В качестве газовой оторочки могут быть использованы: выхлопной газ двигателя внутреннего сгорания, попутный газ из сборной сети, добываемый из соседних скважин, природный газ из газопровода, азот, CO2 или смеси этих газов. Указанные газы должны удовлетворять требованию взрывобезопасности. Закачка газовой оторочки обеспечивает продвижение вглубь пласта оторочки газожидкостной смеси, а также создание временного источника потенциальной энергии в виде энергии сжатого газа с целью быстрого и полного вытеснения оторочки теплоносителя, закачиваемого вслед за газовой оторочкой, и облегчения ее подъема на дневную поверхность по НКТ или затрубному пространству. Поэтому объем газовой оторочки в пластовых условиях должен быть не менее чем объем теплоносителя, закачиваемого в качестве третьей оторочки (см. ниже).The volume of the gas-liquid mixture should be equal to from 0.5 to 1 pore volume of the formation in the zone of the proposed treatment of the bottom-hole zone of the formation. As the second rim 23, gas is pumped into the well. Gas is pumped by the compressor unit 2. As the gas rim, the following can be used: exhaust gas from an internal combustion engine, associated gas from a prefabricated network extracted from neighboring wells, natural gas from a gas pipeline, nitrogen, CO 2, or a mixture of these gases. These gases must satisfy the explosion protection requirement. Injection of the gas rim ensures the advancement of the rim of the gas-liquid mixture deep into the formation, as well as the creation of a temporary source of potential energy in the form of compressed gas energy with the aim of quickly and completely displacing the rim of the coolant pumped after the gas rim and facilitating its rise to the day surface along the tubing or annulus . Therefore, the volume of the gas rim in reservoir conditions should be no less than the volume of the coolant pumped as the third rim (see below).
Кроме того, газовая оторочка обеспечивает дополнительное вытеснение жидкой фазы, защемленной в мелких капиллярах и не вытесненных газожидкостной смесью, а также испарение легких фракций защемленной и пленочной нефти на скелете породы и образование переходного слоя 21 весьма легких и газообразных фракций нефти между газожидкостной оторочкой и газовой. In addition, the gas rim provides additional displacement of the liquid phase trapped in small capillaries and not displaced by the gas-liquid mixture, as well as the evaporation of light fractions of the trapped and film oil on the rock skeleton and the formation of a transition layer 21 of very light and gaseous oil fractions between the gas-liquid rim and gas.
Третьей оторочкой, закачиваемой посредством насосно-компрессорного агрегата 2 вслед за газовой, является жидкая оторочка теплоносителя 24, которая одновременно является и нагревающей и отмывающей, и реагирующей оторочкой. The third rim, pumped by the compressor unit 2 after the gas, is the liquid rim of the coolant 24, which is both heating and laundering, and reacting rim.
В качестве жидкостей теплоносителей могут быть использованы:
1) водные растворы ПАВ, позволяющие восстановить проницаемость пор пласта за счет отмыва АСПК. К таким растворам относятся широко и эффективно используемые на промыслах растворы МЛ-72, МЛ-80, разные марки СНПХ и "Нефтенола";
2) пластовая нефть, наиболее удобная для применения как с точки зрения совместимости с пластовыми флюидами и породой, так и доступности как объект добычи;
3) доступные по цене и условиям перевозки легкие фракции нефти - растворители, не вызывающие дополнительного выпадения из нефти твердых фракций, например, асфальтенов. К таким, в первую очередь, относится нефтяной или газовый конденсат и др.;
4) растворы кислот и щелочей, позволяющие не только отмывать, но и расширять каналы перфорации в призабойной зоне. К таким растворам относятся растворы HCl, NaOH, широко применяемые в промысловой практике.As heat transfer fluids can be used:
1) aqueous surfactant solutions, allowing to restore the permeability of the pores of the reservoir due to the washing of ASPK. Such solutions include ML-72, ML-80 solutions widely and effectively used in fields, various grades of SNPCH and Neftenol;
2) reservoir oil, the most convenient for use both from the point of view of compatibility with reservoir fluids and rocks, and accessibility as an object of production;
3) light fractions of oil, affordable at the price and conditions of transportation, are solvents that do not cause additional precipitation of solid fractions from oil, such as asphaltenes. These primarily include oil or gas condensate, etc .;
4) solutions of acids and alkalis, allowing not only to wash, but also to expand the perforation channels in the bottomhole zone. Such solutions include solutions of HCl, NaOH, widely used in commercial practice.
Раствор теплоносителя, обладающего большой теплоемкостью, а также свойствами растворения твердых отложений и отмыва загрязнений призабойной зоны, должен иметь температуру 70 - 90oC. Для его нагрева или подогрева может быть использовано тепло выхлопных газов двигателя внутреннего сгорания агрегата 2. Раствор теплоносителя продавливается в пласт жидкостью глушения и образует третью оторочку 24. Между оторочками 23 и 24 образуется переходная зона 25. Указанная жидкость глушения выбирается в зависимости от пластовых условий и может представлять собой нефть, воду, соленую воду плотностью 1,20-1,25, утяжеленные растворы и т. п. Жидкость глушения должна создавать на забое гидростатическое давление, превосходящее пластовое (в соответствии с принятыми для конкретного месторождения нормами). Таким образом, обеспечивается надежное глушение скважины на время проведения ремонтных работ (обычно 4-12 часов, но в некоторых случаях до 24-48 часов).A solution of a heat carrier having a high heat capacity, as well as the properties of dissolution of solid deposits and washing away contaminants of the bottomhole zone, should have a temperature of 70 - 90 o C. To heat or heat it, the heat of the exhaust gases of the internal combustion engine of the unit can be used. The heat carrier solution is forced into the reservoir the killing fluid and forms the third rim 24. Between the rims 23 and 24, a transition zone 25 is formed. The specified killing fluid is selected depending on the reservoir conditions and may be an oil, water, salt water density of 1.20-1.25, weighted solutions and m. p. kill fluid should create the downhole hydrostatic pressure exceeding reservoir (according to the standards adopted for the particular field). This ensures reliable shut-off of the well for the duration of the repair work (usually 4-12 hours, but in some cases up to 24-48 hours).
После завершения ремонтных работ и спуска скважинного насоса 7 производится освоение скважины путем пуска насоса 7. (Вызов притока может осуществляться одним из других известных способов, например, заменой жидкости глушения на нефть, нефтегазовую смесь и т. д.). After the completion of repair work and the descent of the downhole pump 7, the well is developed by starting up the pump 7. (The inflow can be called by one of the other known methods, for example, by replacing the kill fluid with oil, oil and gas mixture, etc.)
При этом в первую очередь откачивается жидкость глушения до уровня, соответствующего пластовому давлению. В процессе дальнейшего снижения уровня создается определенная депрессия на пласт и начинается приток жидкости из пласта. In this case, the first kill fluid is pumped to a level corresponding to the reservoir pressure. In the process of further decrease in the level, a certain depression is created on the formation and the flow of fluid from the formation begins.
С целью удаления жидкости глушения из кольцевого пространства и необходимости создания в последующем глубокой депрессии на пласт производится подкачивание газового агента в затрубное пространство до прорыва газа из оторочки 20. Насос при этом останавливают, прекращают подкачку газа, а выкидную линию затрубного пространства соединяют с сепаратором 4 и емкостью для сбора поступающей из скважины жидкости (не показана). Таким образом, производят разрядку скважины, при этом газовая оторочка 20, расширяясь, выталкивает жидкость-теплоноситель и лифтирует ее фонтанным способом с быстрым выносом разрушенных загрязняющих структур призабойной зоны за счет энергии расширения оторочек 20 и 23. Из скважины лифтирующая жидкость попадает в сепаратор 4 и емкость для сбора скважинной жидкости. За газовой оторочкой 23 и газожидкостной оторочкой 20 в скважину начинает фильтроваться через тщательно очищенную призабойную зону пластовая жидкость. In order to remove the kill fluid from the annular space and the need to create a subsequent deep depression on the formation, the gas agent is pumped into the annulus until gas breaks out from the rim 20. In this case, the pump is stopped, gas pumping is stopped, and the flow line of the annulus is connected to the separator 4 and a container for collecting fluid from a well (not shown). Thus, the well is discharged, while the gas rim 20 expands, expels the heat-transfer fluid and lifts it in a fountain way with the rapid removal of the destroyed contaminant structures of the bottomhole zone due to the expansion energy of the rims 20 and 23. From the well, the lifting fluid enters the separator 4 and reservoir for collecting well fluid. Behind the gas rim 23 and the gas-liquid rim 20, the formation fluid begins to be filtered into the well through a carefully cleaned bottomhole zone.
Заявляемый способ позволяет:
- увеличить глубину прогрева в 1,5 - 2,0 раза;
- привести в подвижное состояние твердые загрязняющие отложения жидкости:
- тщательно очистить поры пласта за счет упругой энергии газовой фазы и высоких скоростей фильтрации;
- создать высокую депрессию на забое;
- быстро освоить скважину при любом способе эксплуатации.The inventive method allows you to:
- increase the depth of heating by 1.5 - 2.0 times;
- move solid contaminating liquid deposits into a mobile state:
- thoroughly clean the pores of the reservoir due to the elastic energy of the gas phase and high filtration rates;
- create high depression at the bottom;
- quickly master a well with any method of operation.
Способ обеспечивает улучшение экологических условий на месте работы при использовании выхлопных газов двигателя насосного агрегата для образования газожидкостной и газовой оторочек. The method provides improved environmental conditions at the place of work when using exhaust gases of the engine of the pumping unit for the formation of gas-liquid and gas rims.
Экологичность и пожаровзрывобезопасность способа обеспечивается за счет:
- взрывобезопасного состава закачиваемых агентов: выхлопных газов, попутного газа, пластовой нефти и газа;
- исключения или снижения выброса в атмосферу избыточного тепла, парниковых и ядовитых выхлопных газов (CO2, CO, NO) путем закачки в пласт;
- снижение потребления пресных вод за счет использования в качестве технологических агентов продукции скважины и выхлопных газов.The environmental friendliness and fire and explosion safety of the method is ensured by:
- explosion-proof composition of injected agents: exhaust gases, associated gas, reservoir oil and gas;
- eliminating or reducing the emission into the atmosphere of excess heat, greenhouse and toxic exhaust gases (CO 2 , CO, NO) by injection into the reservoir;
- reduction of fresh water consumption due to the use of well products and exhaust gases as technological agents.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU98105768/03A RU2144135C1 (en) | 1998-03-30 | 1998-03-30 | Method increasing productivity of oil well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU98105768/03A RU2144135C1 (en) | 1998-03-30 | 1998-03-30 | Method increasing productivity of oil well |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU98105768A RU98105768A (en) | 1999-12-27 |
| RU2144135C1 true RU2144135C1 (en) | 2000-01-10 |
Family
ID=20204013
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU98105768/03A RU2144135C1 (en) | 1998-03-30 | 1998-03-30 | Method increasing productivity of oil well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2144135C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2545197C1 (en) * | 2013-08-27 | 2015-03-27 | Дмитрий Николаевич Репин | Well killing method |
| RU2562626C2 (en) * | 2013-12-10 | 2015-09-10 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" (АО "Новомет-Пермь) | System for associated petroleum gas utilisation |
| RU2768864C1 (en) * | 2021-01-18 | 2022-03-25 | Сергей Семенович Демичев | Method for increasing the productivity of wells |
| CN117307098A (en) * | 2023-11-28 | 2023-12-29 | 东营市东达机械制造有限责任公司 | Differential pressure type wellhead dosing device skid block and use method thereof |
-
1998
- 1998-03-30 RU RU98105768/03A patent/RU2144135C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2545197C1 (en) * | 2013-08-27 | 2015-03-27 | Дмитрий Николаевич Репин | Well killing method |
| RU2562626C2 (en) * | 2013-12-10 | 2015-09-10 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" (АО "Новомет-Пермь) | System for associated petroleum gas utilisation |
| RU2768864C1 (en) * | 2021-01-18 | 2022-03-25 | Сергей Семенович Демичев | Method for increasing the productivity of wells |
| CN117307098A (en) * | 2023-11-28 | 2023-12-29 | 东营市东达机械制造有限责任公司 | Differential pressure type wellhead dosing device skid block and use method thereof |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US6110885A (en) | Acidic surfactant composition and method for cleaning wellbore and flowline surfaces using the surfactant composition | |
| US3342258A (en) | Underground oil recovery from solid oil-bearing deposits | |
| CA2483371C (en) | Loop systems and methods of using the same for conveying and distributing thermal energy into a wellbore | |
| US20140202700A1 (en) | Biodegradable oil external emulsion for removal of asphaltene and/or paraffin from producing oil wells | |
| CA3090866C (en) | Polyamine polyethers as nonemulsifier components | |
| RU2144135C1 (en) | Method increasing productivity of oil well | |
| Parrish et al. | Evaluation of COFCAW as a tertiary recovery method, Sloss field, Nebraska | |
| RU2675832C2 (en) | Method for removal of bitumen to improve permeability of formation | |
| RU2293214C2 (en) | Method of action on pre-bottom zone of well in hydrocarbon field with bottom water and recovery of oil and water by pumps-compressors with separate intake for coneless operation of well | |
| RU2225942C1 (en) | Method for extraction of bituminous deposit | |
| Evans | Developments in Environmental Protection Related to Produced Water Treatments and Disposal (Produced Water Re-Injection) | |
| Broaddus | Well-and formation-damage removal with nonacid fluids | |
| RU2168619C1 (en) | Method of heat treatment of bottom-hole zone of oil-gas well | |
| RU2359113C1 (en) | Treatment method of layer bottomhole | |
| RU2117753C1 (en) | Method for development of oil deposits | |
| WO2020060663A1 (en) | Dual functioning corrosion inhibitor and foaming agent | |
| RU2098615C1 (en) | Installation for extracting heavy viscous oil | |
| US11773313B2 (en) | Single-fluid mixed scale dissolution | |
| RU2808285C1 (en) | Method for developing super-viscous oil deposits at a late stage | |
| Hunt et al. | Evaluation and completion procedure for produced brine and waste water disposal wells | |
| RU2266392C2 (en) | Method for well cleaning of asphalt-tar-paraffin and sulfide deposits | |
| RU2775630C1 (en) | Method for extracting extra-viscous oil and/or bitumen from deposits with small formation thicknesses (options) | |
| Scott et al. | Air foam improves efficiency of completion and workover operations in low-pressure gas wells | |
| Castanier et al. | Heavy Oil Upgrading In-Situ via Solvent Injection and Combustion–A “New” Method | |
| RU2243366C2 (en) | Method for acoustic treatment of wells of system for preservation of bed pressure |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20050331 |