RU2150577C1 - Method of oil formation development - Google Patents
Method of oil formation development Download PDFInfo
- Publication number
- RU2150577C1 RU2150577C1 RU98119374A RU98119374A RU2150577C1 RU 2150577 C1 RU2150577 C1 RU 2150577C1 RU 98119374 A RU98119374 A RU 98119374A RU 98119374 A RU98119374 A RU 98119374A RU 2150577 C1 RU2150577 C1 RU 2150577C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- piston
- well
- tubing string
- shank
- sucker
- Prior art date
Links
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяного пласта путем возбуждения в нем упругих колебаний. The invention relates to the field of the oil industry, in particular to methods for developing an oil reservoir by exciting elastic vibrations therein.
Известен способ возбуждения упругих колебаний в пласте с помощью гидродинамического вибратора, установленного в скважине [1]. Вследствие периодического перекрытия золотником потока нагнетаемой в вибратор жидкости за счет вихревого потока в скважине генерируются акустические волны, воздействующие на пласт. A known method of excitation of elastic vibrations in the reservoir using a hydrodynamic vibrator installed in the well [1]. Due to the periodic shutoff by the slide valve of the flow of fluid injected into the vibrator due to the vortex flow in the well, acoustic waves are generated that act on the formation.
Недостатком способа является низкая его эффективность, обусловленная затуханием низкочастотных волн непосредственно вблизи ствола скважины. Кроме того, осуществление способа требует остановки скважины, привлечения бригад подземного или капитального ремонта скважин, спецтехнику, дополнительные материалы и оборудование. The disadvantage of this method is its low efficiency, due to the attenuation of low-frequency waves directly near the wellbore. In addition, the implementation of the method requires stopping the well, attracting teams of underground or overhaul wells, special equipment, additional materials and equipment.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ волнового воздействия на залежь и устройство для его осуществления [2]. Closest to the technical nature of the proposed is a method of wave action on the reservoir and the device for its implementation [2].
Устройство включает станок-качалку, колонну насосно-компрессорных труб (НКТ), спущенную в эксплуатационную колонну скважины и подвешенную на устьевой арматуре. На конце НКТ установлен цилиндр. В цилиндре размещен плунжер с возможностью осевого перемещения и выхода из цилиндра в крайнем верхнем положении станка-качалки. Плунжер связан при помощи штанг и полированного штока со станком-качалкой. Между цилиндром и колонной НКТ установлен центратор. На устьевой арматуре смонтировано подзарядное устройство, связанное с емкостью. При ходе плунжера вверх происходит сжатие жидкости в НКТ. В крайнем верхнем положении станка-качалки сжатая жидкость из НКТ сбрасывается в эксплуатационную колонну. В момент сброса жидкости в эксплуатационной колонне образуется ударная волна, которая достигает забоя скважины и наносит по нему удар. The device includes a rocking machine, a tubing string (tubing), lowered into the production casing of the well and suspended on the wellhead. A cylinder is installed at the end of the tubing. A plunger is placed in the cylinder with the possibility of axial movement and exit from the cylinder in the extreme upper position of the rocking machine. The plunger is connected with the help of rods and a polished rod with a rocking machine. A centralizer is installed between the cylinder and the tubing string. A recharging device connected to the tank is mounted on the wellhead. As the plunger moves upward, fluid is compressed in the tubing. In the extreme upper position of the pumping unit, the compressed fluid from the tubing is discharged into the production string. At the moment of fluid discharge, a shock wave is formed in the production casing, which reaches the bottom of the well and strikes it.
Основными недостатками рассмотренного технического решения являются низкая эффективность процесса генерирования ударных волн из-за подсоса в цилиндр поднасосной жидкости при ходе плунжера вверх, а также сложность реализации способа, требующего подготовки скважины и использования дополнительного специального оборудования. Кроме того, известный способ не может быть совмещен с процессом подъема скважинной продукции, что неизбежно приводит к потерям в добыче нефти. The main disadvantages of the considered technical solution are the low efficiency of the process of generating shock waves due to the suction of a sub-pumping fluid into the cylinder during the upward plunger stroke, as well as the complexity of the implementation of the method, which requires well preparation and the use of additional special equipment. In addition, the known method cannot be combined with the process of lifting well products, which inevitably leads to losses in oil production.
Целью предлагаемого способа разработки нефтяного пласта является увеличение эффективности волнового воздействия на пласт при снижении материальных и энергетических затрат и упрощении процесса. The aim of the proposed method for developing an oil reservoir is to increase the efficiency of wave action on the reservoir while reducing material and energy costs and simplifying the process.
Поставленная цель достигается способом разработки нефтяного пласта, разбуренного как минимум одной добывающей скважиной, путем возмущения пласта упругими колебаниями путем перемещения поршня в скважине, оборудованной штанговой глубинной насосной установкой. This goal is achieved by a method of developing an oil reservoir drilled by at least one producing well by perturbing the reservoir with elastic vibrations by moving a piston in a well equipped with a sucker rod pump unit.
Отличием способа является то, что к колонне насосно-компрессорных труб штанговой глубинной насосной установки подсоединяют хвостовик, а поршень устанавливают в эксплуатационной колонне на хвостовике и выше интервала перфорации, при этом поршень перемещают в скважинной жидкости деформацией колонны насосно-компрессорных труб штанговой глубинной насосной установки от веса жидкости, воспринимаемого плунжером этой установки при ее работе. The difference of the method is that a shank is connected to the tubing string of the sucker rod pump unit, and the piston is installed in the production string on the shank and above the perforation interval, while the piston is moved in the borehole fluid by deformation of the tubing string of the sucker rod pumping unit from the weight of the fluid perceived by the plunger of this installation during its operation.
Другим отличием способа является то, что дополнительно упругие колебания возбуждают ударом бойка, размещенного в эксплуатационной колонне скважины, в хвостовике штанговой глубинной насосной установки с упором на забой. Another difference of the method is that additionally elastic vibrations are excited by the impact of the hammer located in the production casing of the well, in the shank of the sucker rod pump unit with emphasis on the bottom.
Сопоставительный анализ с прототипом показывает, что по предлагаемому способу, в отличие от прототипа, перемещение поршня в скважинной жидкости достигается в результате деформации колонны штанговой глубинной насосной установки (ШГНУ) от веса жидкости, воспринимаемого плунжером этой установки при ее работе. Одновременно с поршнем может перемещаться и боек, расположенный в хвостовике ШГНУ, также возбуждая упругие колебания в (скважине. Comparative analysis with the prototype shows that according to the proposed method, in contrast to the prototype, the movement of the piston in the borehole fluid is achieved as a result of the deformation of the column of the sucker rod pump unit (SHGU) from the weight of the fluid perceived by the plunger of this unit during its operation. Simultaneously with the piston, the hammer located in the shank of the ShGNU can also move, also exciting elastic vibrations in the (well.
В процессе работы ШГНУ колонны штанг и труб постоянно подвергаются деформациям от веса жидкости, воспринимаемого плунжером, в результате чего происходит их сжатие - растяжение, величина которого составляет не менее 5 см. Это сжатие - растяжение преобразуется в возвратно-поступательное движение поршня и бойка. Поршень, располагающийся в среде скважинной жидкости и соединенный с ШГНУ, при своем возвратно-поступательном движении возбуждает волны в среде скважинной жидкости, при этом сила волнового воздействия зависит, в основном, от габаритных размеров поршня и точки его расположения. Боек, также жестко соединенный с ШГНУ, и располагающийся на забое скважины, двигаясь возвратно-поступательно, производит периодические удары о забой скважины, возбуждая упругие колебания, причем сила удара определяется массой бойка и амплитудой его движения. In the process of operation of SHGNU, the columns of rods and pipes are constantly subjected to deformations from the weight of the liquid perceived by the plunger, as a result of which they are compressed - tensile, the magnitude of which is at least 5 cm.This compression - tension is converted into reciprocating movement of the piston and hammer. A piston located in the borehole fluid medium and connected to the SHGNU, during its reciprocating motion, excites waves in the borehole fluid medium, while the force of the wave action depends mainly on the overall dimensions of the piston and its location. The firing pin, also rigidly connected to the ShGNU, and located on the bottom of the well, moving back and forth, periodically strikes the bottom of the well, causing elastic vibrations, and the impact force is determined by the mass of the firing pin and the amplitude of its movement.
Таким образом, предлагаемый способ использует два источника возбуждения упругих колебаний, приводимых в действие работой ШГНУ, при этом для приведения их в действие используется побочный эффект работы ШГНУ - деформация колонн штанг и подъемных труб, тем самым исключаются большие энергетические затраты. Изменяя режим работы ШГНУ и месторасположения поршня, можно в широком диапазоне варьировать характеристики генерируемых волн - частоту, амплитуду и т.д. Масса бойка определяет силу (степень распространения) волнового воздействия на пласт. Процесс генерирования упругих колебаний не нарушает и не останавливает заданный режим эксплуатации скважины. Thus, the proposed method uses two sources of excitation of elastic vibrations driven by the operation of SHGNU, and to bring them into action, a side effect of the SHGNU is used - the deformation of the rod columns and lifting pipes, thereby eliminating large energy costs. By changing the mode of operation of the SHGNU and the location of the piston, it is possible to vary in a wide range the characteristics of the generated waves - frequency, amplitude, etc. The mass of the striker determines the strength (degree of propagation) of the wave action on the formation. The process of generating elastic vibrations does not violate and does not stop the specified mode of operation of the well.
Предлагаемый способ прост в осуществлении, надежен в эксплуатации. The proposed method is simple to implement, reliable in operation.
Сравнение заявляемых технических решений с прототипом позволило установить соответствие их критерию "новизна". Comparison of the claimed technical solutions with the prototype made it possible to establish compliance with their criterion of "novelty."
Пример конкретного осуществления способа в промысловых условиях. An example of a specific implementation of the method in the field.
Заявляемый способ был реализован на участке нефтяного пласта, пробуренного скважиной на глубину 1650 м (схематическое изображение представлено на чертеже). Скважина обсажена 146 мм эксплуатационной колонной 1. Искусственный забой расположен на глубине 1630 м, перфорация произведена в интервале 1600-1610 м (девонский горизонт). В скважину на 73 мм колонне НКТ 2 спущена штанговая насосная глубинная установка (ШГНУ) 3 до глубины 1200 мм с фильтром 4 на конце. The inventive method was implemented on the site of the oil reservoir, drilled by a well to a depth of 1650 m (a schematic representation is shown in the drawing). The well was cased with 146 mm production casing 1. Artificial bottom hole is located at a depth of 1630 m, perforation was performed in the interval 1600-1610 m (Devonian horizon). A sucker rod pumping unit (SHGU) 3 was lowered into a well on a 73 mm tubing string 2 to a depth of 1200 mm with a filter 4 at the end.
Перед непосредственным осуществлением способа снимают динамограмму работы ШГНУ 3 и определяют величину деформации колонны НКТ 2. Найдено, что нижняя часть колонны НКТ 2 при подъеме скважинной жидкости перемещается на 25 см. Before the direct implementation of the method, the dynamogram of the SHGNU 3 is removed and the strain value of the tubing string 2 is determined. It is found that the lower part of the tubing string 2 moves 25 cm when the wellbore rises.
Поднимают ШГНУ 3 и на поверхности формируют хвостовик, состоящий из труб 5 и поршня 6, смонтированного на таком расстоянии, чтобы после подсоединения хвостовика к фильтру 4 поршень 6 находился выше интервала перфорации (в конкретном примере на глубине 1300 м). They lift the SHGNU 3 and form a shank on the surface, consisting of pipes 5 and a piston 6, mounted at such a distance that after connecting the shank to the filter 4, the piston 6 is above the perforation interval (in a specific example, at a depth of 1300 m).
Спускают в скважину хвостовик, состоящий из труб 5 и поршня 6, и штанговую глубинную насосную установку 3. Хвостовик подсоединяют к ШГНУ 3 через фильтр 4. The liner, consisting of pipes 5 and piston 6, and the sucker rod pump unit 3 are lowered into the well. The liner is connected to the SHGU 3 through the filter 4.
Запускают ШГНУ 3 в работу: при ходе плунжера ШГНУ вверх колонна НКТ 2 сжимается и хвостовик с поршнем 6 перемещается на величину деформации колонны НКТ 2, при этом поршень 6 поднимает вышележащий столб жидкости в межтрубном пространстве. При ходе плунжера глубинного насоса вниз колонна НКТ 2 растягивается, при этом в жидкости, выведенной из состояния равновесия за счет перемещения поршня 6, благодаря действию сил тяжести, упругости и поверхностного натяжения, стремящихся восстановить равновесие, создаются движения, передаваемые от одних частиц жидкости к другим, порождая волны. Так как жидкость неразрывна и система "скважина - пласт" представляет собой сообщающиеся сосуды, волновое движение, возбужденное в скважинной жидкости поршнем 6, распространяется по пласту. The SHGNU 3 is launched into operation: during the course of the SHGNU plunger upward, the tubing string 2 is compressed and the liner with the piston 6 is moved by the strain value of the tubing string 2, while the piston 6 lifts the overlying column of fluid in the annulus. When the plunger of the deep pump moves downward, the tubing string 2 is stretched, while in a liquid removed from equilibrium due to the movement of the piston 6, due to the action of gravity, elasticity and surface tension, seeking to restore equilibrium, movements are transmitted from one fluid particle to another generating waves. Since the fluid is inextricable and the well-reservoir system is interconnected vessels, the wave motion excited in the borehole fluid by the piston 6 propagates through the reservoir.
Габаритные размеры устройства определяются таким образом: общая длина хвостовика определяется разностью между глубиной интервала перфорации скважины и глубиной спуска ШГНУ, в данном конкретном случае она составляет 400 м. Диаметр поршня определяется диаметром эксплуатационной колонны. Так, при диаметре эксплуатационной колонны 146 мм наружный диаметр поршня составляет 122 мм (при диаметре эксплуатационной колонны 168 мм соответственно 140 мм). Длина поршня не должна превышать расстояния между интервалом перфорации и штанговой глубинной насосной установки; в конкретном примере она составляет 60 м. The overall dimensions of the device are determined in this way: the total length of the liner is determined by the difference between the depth of the interval of perforation of the well and the depth of descent of the ShGNU, in this particular case it is 400 m.The diameter of the piston is determined by the diameter of the production string. So, with a production string diameter of 146 mm, the outer diameter of the piston is 122 mm (with a production string diameter of 168 mm, respectively 140 mm). The length of the piston must not exceed the distance between the perforation interval and the sucker rod pump unit; in a specific example, it is 60 m.
Осуществление способа по п. 2 возможно при меньшей глубине скважины, например, когда скважина сразу пробурена на бобриковский горизонт (1300 м), либо когда при выработке девонского горизонта до экономически целесообразного уровня переходят к эксплуатации вышележащего бобриковского горизонта. В этом случае цементируют скважину до глубины 1350 м, перфорируют ее на глубине 1300 м и осуществляют волновое воздействие. The implementation of the method according to claim 2 is possible with a shallower depth of the well, for example, when the well is immediately drilled to the Bobrikov horizon (1300 m), or when, when developing the Devonian horizon to an economically feasible level, they switch to the operation of the overlying Bobrikov horizon. In this case, the well is cemented to a depth of 1350 m, it is perforated at a depth of 1300 m and a wave action is performed.
Так же при необходимости перед непосредственным осуществлением способа снимают динамограмму работы ШГНУ 3 и определяют величину деформации колонны НКТ 2. Найдено, что нижняя часть колонны НКТ 2 при подъеме скважинной жидкости перемещается на 25 см. Also, if necessary, before the direct implementation of the method, the operation dynamogram of SHGNU 3 is removed and the strain value of the tubing string 2 is determined. It is found that the lower part of the tubing string 2 moves 25 cm when the wellbore rises.
Поднимают ШГНУ 3 и на поверхности формируют хвостовик, состоящий из труб 5 и поршня 6, укрепленного на трубе 5 на таком расстоянии, чтобы после подсоединения хвостовика к фильтру 4 ШГНУ поршень 6 находился выше интервала перфорации (в конкретном примере это расстояние равно 1230 м). В нижней части труб 5 устанавливают боек 7 таким образом, чтобы в скважине он упирался на забой 8. The SHGNU 3 is lifted and a shank is formed on the surface, consisting of pipes 5 and a piston 6, mounted on the pipe 5 at such a distance that after connecting the shank to the filter 4 of the SHGNU, the piston 6 is above the perforation interval (in a specific example, this distance is 1230 m). In the lower part of the pipes 5, the striker 7 is installed so that in the well it abuts against the face 8.
Спускают в скважину хвостовик, состоящий из труб 5, поршня 6 и бойка 7, и штанговую глубинную насосную установку 3. Хвостовик подсоединяют к ШГНУ 3 через фильтр 4. Упирают боек 7 на забой 8 скважины и по показаниям индикатора веса разгружают подвеску на 1-2 деления, тем самым достигая возможности перемещения бойка 7 и поршня 6 в пределах 25 см при работе ШГНУ 3. A shank consisting of pipes 5, a piston 6 and a striker 7 is lowered into the well, and a sucker-rod pumping unit 3. The shank is connected to the SHGU 3 through a filter 4. The striker 7 is pressed against the bottom of the 8 wells and, according to the indications of the weight indicator, unload the suspension by 1-2 division, thereby achieving the ability to move the striker 7 and the piston 6 within 25 cm during operation of the SHGNU 3.
Запускают ШГНУ 3 в работу: при ходе плунжера ШГНУ вверх колонна НКТ 2 сжимается и хвостовик с поршнем 6 и бойком 7 перемещается на величину деформации колонны НКТ 2. При этом на пласт одновременно воздействуют волнами, передаваемыми через скелет породы от ударов бойка 7 о забой 8 скважины, и волнами, передаваемыми через столб жидкости в скважине от перемещения в нем поршня 6. Масса бойка определяет силу волнового воздействия (чем больше масса, тем больше сила воздействия). В конкретном примере она составляет 450 кг. ShGNU 3 is launched into operation: during the ShGNU plunger upward, the tubing string 2 is compressed and the liner with the piston 6 and the striker 7 is moved by the strain value of the tubing string 2. In this case, the formation is simultaneously affected by waves transmitted through the rock skeleton from the strikers 7 against the face 8 wells, and waves transmitted through a column of fluid in the well from the movement of the piston in it 6. The mass of the hammer determines the strength of the wave action (the greater the mass, the greater the force of impact). In a specific example, it is 450 kg.
Задаваясь режимными характеристиками работы ШГНУ (число качаний в минуту, длина хода полированного штока и т.д.), габаритными размерами поршня и весом бойка, а также местом их расположения на хвостовике, обеспечивают возможность регулирования волнового воздействия на продуктивный пласт путем изменения его характеристик (частотой, амплитудой колебаний и т.д.). Given the operational characteristics of the SHGNU (the number of swings per minute, the stroke length of the polished rod, etc.), the overall dimensions of the piston and the weight of the hammer, as well as their location on the liner, it is possible to control the wave action on the reservoir by changing its characteristics ( frequency, amplitude, etc.).
Технико-экономическое преимущество предлагаемого способа заключается в высокой эффективности волнового воздействия на пласт, в простоте, легкости обслуживания, дешевизне устройства. Предлагаемый способ может быть с успехом применен в сочетании с любыми способами повышения нефтеотдачи пластов - гидродинамическим, микробиологическим, химическим и т.д. The technical and economic advantage of the proposed method lies in the high efficiency of the wave action on the formation, in simplicity, ease of maintenance, low cost of the device. The proposed method can be successfully applied in combination with any methods of enhancing oil recovery - hydrodynamic, microbiological, chemical, etc.
Использованные источники информации
1. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, М.: Недра, 1983, стр. 364-368.Used sources of information
1. Reference guide for the design of the development and operation of oil fields, M .: Nedra, 1983, pp. 364-368.
2. Патент N 2075596, кл. E 21 B 43/25, 28/00, 43/16, 1995 г. 2. Patent N 2075596, cl. E 21 B 43/25, 28/00, 43/16, 1995
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU98119374A RU2150577C1 (en) | 1998-10-26 | 1998-10-26 | Method of oil formation development |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU98119374A RU2150577C1 (en) | 1998-10-26 | 1998-10-26 | Method of oil formation development |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2150577C1 true RU2150577C1 (en) | 2000-06-10 |
Family
ID=20211659
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU98119374A RU2150577C1 (en) | 1998-10-26 | 1998-10-26 | Method of oil formation development |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2150577C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2547880C2 (en) * | 2013-07-31 | 2015-04-10 | Александр Михайлович Свалов | Regulated hydrodynamic wave generator in producer |
-
1998
- 1998-10-26 RU RU98119374A patent/RU2150577C1/en active
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2547880C2 (en) * | 2013-07-31 | 2015-04-10 | Александр Михайлович Свалов | Regulated hydrodynamic wave generator in producer |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US20020195246A1 (en) | Enhancement of flow rates through porous media | |
| US6241019B1 (en) | Enhancement of flow rates through porous media | |
| US20050189108A1 (en) | Enhancement of flow rates through porous media | |
| US2871943A (en) | Petroleum well treatment by high power acoustic waves to fracture the producing formation | |
| AU2012357746B2 (en) | Method and system for impact pressure generation | |
| RU2366806C1 (en) | Physical effect method used during development of hydrocarbon deposit, and bore-hole plant for method's realisation | |
| US5586602A (en) | Method and apparatus for shock wave stimulation of an oil-bearing formation | |
| RU2392425C1 (en) | Pulse hydrorupture implementation method | |
| EP2582907B1 (en) | Method employing pressure transients in hydrocarbon recovery operations | |
| CN1314880C (en) | Method and apparatus for seismic stimulation of fluid-bearing formations | |
| US6250386B1 (en) | Process for stimulation of oil wells | |
| AU2006213127B2 (en) | Sound source for stimulation of oil reservoirs | |
| RU2150577C1 (en) | Method of oil formation development | |
| RU2209945C1 (en) | Method of stimulation of hydrocarbon pool in its development and device for method embodiment | |
| RU2307230C1 (en) | Method for fluid oscillation exciting in well bottom zone | |
| RU2296207C1 (en) | Method to excite oscillations in well liquid | |
| RU2327034C2 (en) | Method of productive strata wave processing and device for its fulfillment | |
| RU2266395C1 (en) | Borehole fluid oscillation excitation method | |
| RU2266402C2 (en) | Well liquid oscillation exciting method | |
| CN2583347Y (en) | Telescopic shock absorber for socker rod pump | |
| RU2265718C1 (en) | Method for well liquid oscillation exciting | |
| RU2134778C1 (en) | Method and device for wave treatment of oil deposit | |
| RU2674655C1 (en) | Method and device for seismic stimulation of productive horizons of oil and gas plants | |
| RU2105143C1 (en) | Method and device for treating deposit by elastic vibrations | |
| RU2151283C1 (en) | Method of producing formation stimulation |