RU2168619C1 - Method of heat treatment of bottom-hole zone of oil-gas well - Google Patents
Method of heat treatment of bottom-hole zone of oil-gas well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2168619C1 RU2168619C1 RU2000122748/03A RU2000122748A RU2168619C1 RU 2168619 C1 RU2168619 C1 RU 2168619C1 RU 2000122748/03 A RU2000122748/03 A RU 2000122748/03A RU 2000122748 A RU2000122748 A RU 2000122748A RU 2168619 C1 RU2168619 C1 RU 2168619C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- foam
- heat
- pumping
- casing
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области скважинной добычи углеводородного сырья и может быть использовано при тепловой обработке призабойной зоны эксплуатационных и нагнетательных скважин. С наибольшим успехом этот способ может быть применен на скважинах, пробуренных на неоднородных многопластовых месторождениях, содержащих высоковязкие нефти и битумы. The invention relates to the field of downhole hydrocarbon production and can be used in heat treatment of the bottom-hole zone of production and injection wells. With the greatest success, this method can be applied to wells drilled in heterogeneous multilayer fields containing highly viscous oils and bitumen.
Эксплуатация месторождений, запасы которых представлены высоковязкими нефтями и нефтяными битумами связана с серьезными проблемами. The exploitation of deposits, the reserves of which are represented by high-viscosity oils and oil bitumen, is associated with serious problems.
Первой проблемой являются малые дебиты скважин при высокой концентрации запасов. Высокая вязкость нефти вызывает высокие гидравлические сопротивления притоку нефти в призабойную зону. При прочих равных условиях величина притока нефти в скважину обратно пропорциональна вязкости нефти, т.е. чем меньше вязкость, тем больше приток и наоборот. The first problem is the small production rates of the wells at a high concentration of reserves. The high viscosity of the oil causes high hydraulic resistance to the influx of oil into the bottomhole zone. Other things being equal, the amount of oil inflow into the well is inversely proportional to the viscosity of the oil, i.e. the lower the viscosity, the greater the influx and vice versa.
Второй проблемой, возникающей при эксплуатации месторождений высоковязких нефтей является отложение осадков из твердых углеводородов на стенках пор пласта, обсадной колонны, в насосно-компрессорных трубах (НКТ) и т.д. При движении нефти из пласта к забою скважины и далее по обсадной колонне и насосно-компрессорным трубам (НКТ) происходит изменение термодинамических параметров потока, что вызывает выпадение из раствора твердых компонентов нефти, таких как парафин, смолы и асфальтены. The second problem that arises during the operation of high-viscosity oil fields is the deposition of sediments from solid hydrocarbons on the walls of the pores of the formation, casing, in tubing (tubing), etc. When oil moves from the formation to the bottom of the well and further along the casing and tubing (tubing), the thermodynamic parameters of the flow change, which causes the precipitation of solid oil components such as paraffin, resins and asphaltenes.
В образовании твердых осадков участвуют не только асфальто-смоло-парафиновый компонент (АСПК), но и сырая нефть, вода, песок, глина, неорганические соли, сульфиды железа. Сложный состав осадков обусловлен не только составом пластовой нефти, но составом попутно добываемой воды, минералогической и механической прочностью пород, слагающей пласт, условиями первичного и вторичного вскрытия, видами и периодичностью мероприятий по воздействию на пласт, условиями глушения, ремонта и т.д. 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 the sediments is caused not only by the composition of the reservoir oil, but also by the composition of the produced water, the mineralogical and mechanical strength of the rocks composing the reservoir, the conditions of primary and secondary opening, the types and frequency of measures for impacting the reservoir, the conditions of jamming, repair, etc.
Отложения указанных твердых осадков в призабойной зоне приводит к закупориванию пор и снижению продуктивности пласта. К негативным последствиям приводят также отложения твердых осадков на стенках труб, глубинного насоса, НКТ и т.д. Deposits of these solid sediments in the near-wellbore zone lead to clogging of pores and a decrease in reservoir productivity. Solid sediments on the walls of pipes, a deep pump, tubing, etc. also lead to negative consequences.
Третья серьезная проблема возникает, когда высоковязкие нефти залегают в неоднородных по толщине слоистых пластах. В этом случае наблюдается неравномерная выработка пластов - более высокопроницаемые пласты вырабатываются раньше, чем низкопроницаемые. Попытка увеличить продуктивность низкопроницаемых пластов путем закачки теплоносителя или химреагентов не дает должного эффекта, поскольку закачиваемый агент в первую очередь поступает в высокопроницаемый пласт и улучшает его и без того высокую продуктивность. Первые две проблемы удовлетворительно решаются путем закачки теплоносителя в призабойную зону скважин. A third serious problem arises when highly viscous oils are deposited in heterogeneous thickness stratified formations. In this case, uneven formation production is observed - more highly permeable formations are produced earlier than low permeability formations. An attempt to increase the productivity of low-permeability formations by injecting a coolant or chemicals does not give the desired effect, since the injected agent first of all enters a highly permeable stratum and improves its already high productivity. The first two problems are satisfactorily solved by pumping the coolant into the bottomhole zone of the wells.
Известен, например, способ паротепловой обработки призабойной зоны нефтяных скважин (см. кн. А.Б. Шейнман и др. "Воздействие на пласт теплом при добыче нефти", М.: Недра, 1969). По этому способу в призабойную зону скважин нагнетается пар. Подачу пара рекомендуется начинать при малых расходах постепенно увеличивая его. Нагнетать пар рекомендуется при максимально возможном расходе, что сокращает продолжительность процесса и уменьшает потери тепла в стволе скважины. Продолжительность процесса зависит от конкретных условий и определяется на каждом месторождении опытным путем. Нагнетаемый пар, отдавая тепло пласту, конденсируется и конденсат частично извлекается на поверхность с добываемой нефтью. По мере остывания прогретой зоны пласта в процессе эксплуатации скважин дебит их постепенно уменьшается за счет снижения температуры и увеличения вязкости фильтрующейся жидкости, а также отложения парафина. По окончании эффекта паротепловую обработку повторяют. Known, for example, is the method of heat and steam treatment of the bottom-hole zone of oil wells (see book. AB Sheinman and others. "Impact on the reservoir with heat during oil production", M .: Nedra, 1969). According to this method, steam is injected into the bottomhole zone of the wells. Steam is recommended to be started at low flow rates, gradually increasing it. Steam injection is recommended at the maximum possible flow rate, which reduces the duration of the process and reduces heat loss in the wellbore. The duration of the process depends on the specific conditions and is determined empirically at each field. The injected steam, giving off heat to the formation, condenses and the condensate is partially extracted to the surface with the extracted oil. As the warmed up zone cools down during the operation of the wells, their flow rate gradually decreases due to a decrease in temperature and an increase in the viscosity of the filtered fluid, as well as deposition of paraffin. At the end of the effect, the thermal treatment is repeated.
Известен также способ "теплоинжекционного теплового воздействия" на призабойную зону, характеризующийся закачкой горячего агента непосредственно в пласт (см. кн. П.П. Галонского "Борьба с парафином при добыче нефти". М., Гостоптехиздат, 1955). There is also known a method of "heat-injection thermal effect" on the bottom-hole zone, characterized by the injection of a hot agent directly into the formation (see Prince P. P. Galonsky, "Fighting Paraffin in Oil Production." M., Gostoptekhizdat, 1955).
В качестве теплоносителя при этом способе 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 this method (for the purpose of dewaxing with oil, it is sufficient to heat the bottom-hole zone to 60-70 o C), while the thermal effect increases productivity due to the cleaning of the pore space from mechanical and organic materials introduced during the opening and subsequent operation of the wells.
Таким образом, две первые проблемы решаются одним и тем же путем - закачкой теплоносителя в пласт, что имеет также свои недостатки. Третья проблема - селективная тепловая обработка пластов удовлетворительного решения не имеет. Также не существует комплексного способа, который бы решал все три проблемы одновременно. Thus, the first two problems are solved in the same way - by pumping the coolant into the reservoir, which also has its drawbacks. The third problem - selective heat treatment of formations has no satisfactory solution. Also, there is no integrated method that would solve all three problems at the same time.
К недостаткам методов обработки призабойной зоны закачкой теплоносителя относятся:
1. Значительные потери энергии теплоносителя при его движении от устья до забоя скважины. Особенно велики эти потери в первые дни и недели процесса, когда закачка идет в "холодную" скважину, когда горная порода вокруг скважины еще не прогрета. В соответствии с данными, приведенными в книге Ю. В.Желтова, В.И.Кудинова и Г.Е. Малофеева ("Разработка сложнопостроенных месторождений вязкой нефти в карбонатных коллекторах" М., "Нефть и газ", 1997 г. ), эти потери столь велики, что температура теплоносителя на забое кратно меньше, чем его температура на устье. В первые дни работы эти температуры могут отличаться еще больше.The disadvantages of the methods of processing the bottom-hole zone by injection of coolant include:
1. Significant loss of energy of the coolant during its movement from the mouth to the bottom of the well. These losses are especially large in the first days and weeks of the process, when the injection goes into a "cold" well, when the rock around the well is not yet warmed up. In accordance with the data given in the book of Yu. V. Zheltov, V.I. Kudinov and G.E. Malofeeva ("Development of complexly constructed viscous oil deposits in carbonate reservoirs" M., "Oil and gas", 1997), these losses are so great that the temperature of the coolant at the bottom is several times lower than its temperature at the mouth. In the first days of operation, these temperatures may vary even more.
Другими словами, как бы не был нагрет теплоноситель на устье, на забой он приходит примерно с температурой окружающей среды, т.е. пласта. In other words, no matter how coolant is heated at the mouth, it comes to the bottom with approximately ambient temperature, i.e. layer.
2. Возникновение недопустимо высоких температурных напряжений в обсадной колонне и цементном камне. 2. The occurrence of unacceptably high temperature stresses in the casing and cement stone.
3. Растепление мерзлого грунта вокруг обсадной трубы с последующим ее замерзанием после завершения процесса, что может вызвать смятие обсадной колонны (в зонах многолетней мерзлоты Западной и Восточной Сибири. 3. Thawing of frozen soil around the casing pipe and its subsequent freezing after completion of the process, which may cause casing collapse (in permafrost zones of Western and Eastern Siberia.
4. Нарушение экологического равновесия геологической среды из-за излучения тепловой энергии. 4. Violation of the ecological balance of the geological environment due to radiation of thermal energy.
Наиболее близким к заявленному техническому решению является способ тепловой обработки призабойной зоны нефтегазовой скважины, предусматривающий применение при закачке в скважину жидкости-теплоносителя термоизолированных труб (термокейс), описание и расчет которых приведены в книге В.И.Кудинова и Б. М. Сучкова " Новые технологии повышения добычи нефти" (Самарское книжное издательство, 1998 г. ). Применение этого способа позволяет теплоноситель, имеющий на устье 260-310oC, довести до забоя на глубине 1200 м с потерей лишь 25-30oC. Главным недостатком способа является высокая стоимость указанных труб, превосходящая в десятки и сотни раз стоимость НКТ, что делает их неприменимыми в качестве НКТ при насосной эксплуатации скважин. К тому же тепловые обработки делаются периодически (1 раз в год), в остальное время эти дорогостоящие трубы исполняют функции обычных НКТ.Closest to the claimed technical solution is a method of heat treatment of the bottom-hole zone of an oil and gas well, which involves the use of thermally insulated pipes (thermal case) when injecting into the well of a heat-transfer fluid, the description and calculation of which are given in the book “New by V.I. Kudinov and B. M. Suchkov technologies for increasing oil production "(Samara Book Publishing House, 1998). The application of this method allows the coolant having at the mouth 260-310 o C to bring to the bottom at a depth of 1200 m with a loss of only 25-30 o C. The main disadvantage of this method is the high cost of these pipes, exceeding the cost of tubing tens and hundreds of times, which makes them inapplicable as tubing for pumping wells. In addition, heat treatments are done periodically (once a year), the rest of the time, these expensive pipes perform the functions of ordinary tubing.
В случае их применения возникает необходимость ремонта скважин. При этом эффективность такой операции также будет ниже, поскольку для смены НКТ на термокейс потребуется глушение скважины и освоение после ремонта, что безусловно отрицательно повлияет на продуктивность скважины и эффективность ремонта. In the case of their application, there is a need for well repair. At the same time, the effectiveness of such an operation will also be lower, since changing the tubing to a thermal case will require killing the well and development after the repair, which will certainly negatively affect the productivity of the well and the effectiveness of the repair.
Основной технической задачей, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, является создание такого способа тепловой обработки призабойной зоны, который позволял бы эту операцию проводить на скважинах, в том числе насосных, без подъема труб и селективно воздействовать теплом на низкопроницаемые пласты, в то же время обеспечивая минимальные потери тепла при нагнетании теплоносителя от устья до забоя (как в случае термокейса), тем самым обеспечивая максимальную температуру в призабойной зоне, высокую продуктивность скважины после освоения - путем пуска насоса, безопасность, экологическую чистоту процесса с одновременной экономичностью вследствие отсутствия глушения скважины и необходимости проведения спускоподъемных операций по замене колонны насосно-компрессорных труб. The main technical problem to be solved by the invention is the creation of such a method of heat treatment of the bottom-hole zone, which would allow this operation to be carried out in wells, including pump wells, without lifting pipes and to selectively apply heat to low-permeability formations, while at the same time providing minimal heat loss when pumping coolant from the wellhead to the bottom (as in the case of a thermal case), thereby ensuring maximum temperature in the bottom-hole zone, high productivity of the well After development - by starting the pump, safety, ecological purity of the process with simultaneous lack of efficiency due to killing the well and the need for tripping operations for replacing the column of tubing.
Решение поставленной технической задачи обеспечивается тем, что способ тепловой обработки призабойной зоны нефтеносной скважины, вскрывшей высокопроницаемые и низкопроницаемые продуктивные пласты и оснащенной обсадной и насосно-компрессорной колоннами, включает промывку ствола скважин и закачку в нее жидкости-теплоносителя. При этом затрубное пространство скважин заполняют пеной с кратностью газа к жидкости от 2 до 100. После чего по насосно-компрессорной колонне в скважину закачивают жидкость-теплоноситель в объеме от 0,5 до 1 объема пор призабойной зоны высокопроницаемого пласта в радиусе до 10 м при одновременной подкачке пены в затрубное пространство со скоростью, равной или превосходящей скорость разрушения пены в объеме кольцевого пространства от устья до забоя скважин. После этого останавливают закачку теплоносителя и подачу пены на 12-72 часа (до выравнивания температуры в неоднородностях высокопроницаемого пласта), следующим этапом в высокопроницаемый пласт закачивают оторочку пены при давлении, не превышающем прочности обсадной колонны. В низкопроницаемые пласты закачивают жидкость-теплоноситель при подкачке пены в затрубное пространство. После этого перед пуском в эксплуатацию скважину оставляют в покое на 2- 10 суток. The solution of the technical problem is provided by the fact that the method of heat treatment of the bottom-hole zone of an oil well that has exposed highly permeable and low permeable productive formations and is equipped with casing and tubing includes flushing the wellbore and pumping heat transfer fluid into it. At the same time, the annular space of the wells is filled with foam with a gas to liquid ratio of 2 to 100. Then, heat transfer fluid is pumped into the well in a volume from 0.5 to 1 pore volume of the bottomhole zone of the highly permeable formation in a radius of up to 10 m at the simultaneous pumping of foam into the annulus with a speed equal to or greater than the rate of destruction of the foam in the volume of the annular space from the mouth to the bottom of the wells. After that, the coolant pumping and foam supply are stopped for 12-72 hours (until the temperature is equalized in the heterogeneities of the high-permeability formation), the next step is the fringing of the foam is pumped into the high-permeability formation at a pressure not exceeding the casing string strength. Heat transfer fluid is pumped into low-permeable formations when foam is pumped into the annulus. After that, before putting into operation, the well is left alone for 2-10 days.
Технические признаки, являющиеся отличительными для заявляемого способа могут быть реализованы с помощью средств, применяемых в настоящее время при освоении и ремонте нефтяных и газовых скважин (многофункциональная насосная установка с нагревателем, насосно-компрессорная установка, автоцистерна, насосы, клапаны, сепаратор-отстойник, трубопроводы и т.п.). Technical features that are distinctive for the proposed method can be implemented using the tools currently used in the development and repair of oil and gas wells (multifunctional pumping unit with heater, pump and compressor unit, tank truck, pumps, valves, separator-settler, pipelines etc.).
Отличительные признаки, отраженные в формуле изобретения, необходимы и достаточны для его осуществления, т.к. обеспечивают решение поставленной задачи - создание способа тепловой обработки призабойной зоны с воздействием теплом на высоко- и низкопроницаемые пласты с минимальными потерями тепла при нагнетании теплоносителя от устья до забоя и тем самым обеспечивают максимальную температуру в призабойной зоне и высокую продуктивность скважины после ее освоения применительно, в частности, к многопластовым месторождениям, содержащим высоковязкие нефти и битумы, а также безопасность, экологическую чистоту процесса и экономичность. Distinctive features reflected in the claims are necessary and sufficient for its implementation, because provide a solution to the problem - the creation of a method of heat treatment of the bottom-hole zone with the action of heat on high- and low-permeability formations with minimal heat loss when pumping coolant from the wellhead to the bottom and thereby ensure maximum temperature in the bottom-hole zone and high productivity of the well after its development, as applied in particular, to multilayer deposits containing highly viscous oils and bitumen, as well as safety, environmental cleanliness of the process and profitability.
В дальнейшем предлагаемое изобретение поясняется примером его выполнения, схематически изображенным на прилагаемых чертежах, на которых:
Фиг. 1 - технологическая схема заявленного способа тепловой обработки призабойной зоны нефтегазовой скважины.Further, the invention is illustrated by an example of its implementation, schematically depicted in the accompanying drawings, in which:
FIG. 1 is a flow chart of the claimed method for heat treatment of the bottom-hole zone of an oil and gas well.
Фиг. 2 - схематически изображены сечения скважин для нагнетания теплоносителя, оснащенных "термокейсом" и с заполнением кольцевого пространства пеной в соответствии с заявленным способом. FIG. 2 - schematically shows sections of wells for pumping a coolant equipped with a "thermal case" and filling the annular space with foam in accordance with the claimed method.
На фиг. 1 скважина 1 оснащена обсадной колонной 2 и насосно-компрессорной колонной 3, имеющей центраторы 4. На конце насосно-компрессорной колонны НКТ 3 установлен погружной насос 5 (центробежный, винтовой, диафрагменный и т.п.). Выше насоса 5 установлен циркуляционный клапан 6, управляемый с поверхности, например, с помощью троса или гидравлически. В случае эксплуатации скважины в режиме добычи нефти этот клапан разобщает затрубное пространство с внутренней полостью НКТ, в случае проведения операции по воздействию на пласт путем закачки теплоносителя клапан сообщает полость НКТ с затрубным пространством и перекрывает внутреннюю полость насоса. In FIG. 1 well 1 is equipped with a
Когда скважина оборудована штанговым глубинным насосом перед проведением операции по воздействию, залавливают всасывающий клапан и поднимают или приподнимают штанги в зависимости от ожидаемых темпов закачки: при малых темпах закачки штанги приподнимают вместе с плунжером и всасывающим клапаном на длину одной штанги, при высоких темпах закачки - штанги извлекают из НКТ. When a well is equipped with a sucker rod pump before performing the treatment operation, the suction valve is caught and the rods are raised or raised depending on the expected injection rates: at low injection rates, the rods are lifted together with the plunger and the suction valve to the length of one rod, at high injection rates, the rods extracted from tubing.
С затрубным пространством скважины посредством трубопровода 7 и соответствующей арматуры 8 сообщена насосно-компрессорная установка 9 известного типа (такие установки изготавливает, например, научно-производственная компания "РАНКО"), а с полостью НКТ 3 сообщена посредством трубопровода 10 и соответствующей арматуры 11 многофункциональная насосная установка с нагревателем 12. Пенообразующая жидкость и жидкость-теплоноситель доставляется на скважину в автоцистерне 13, которая может быть сообщена с насосно-компрессорной установкой 9 трубопроводом 14. Устье скважины 1 оснащено задвижкой 15, от которой трубопровод 16 идет к сепаратору-отстойнику 17. Последний трубопроводом 18 через соответствующую арматуру сообщен с насосной установкой 12. Устье скважины 1 оборудовано боковой задвижкой 19, от которой отходит трубопровод 20, сообщенный с трубопроводом 16. Насосная установка 12, соединенная с трубопроводом 21, сообщена через соответствующую арматуру с трубопроводом 14. A pumping unit 9 of a known type is connected to the annular space of the well through a pipeline 7 and corresponding valves 8 (such installations are made, for example, by the RANCO research and production company), and a
На фиг. 1 изображен простейший случай, когда в качестве и пенообразующей, и теплоносящей жидкости применяется одна и та же жидкость, например водный раствор ПАВ со стабилизацией жидким стеклом и КМЦ или, при высокотемпературных закачках, раствор АК-1 (алкилбензолсульфанат натрия), образующий устойчивую пену при температурах, превышающих 150oC. Это может быть и нефть, имеющая естественные пенообразующие свойства, конденсат ШФЛУ с добавкой пенообразующих компонентов.In FIG. Figure 1 shows the simplest case when the same liquid is used as both a foaming and a heat-transfer fluid, for example, an aqueous surfactant solution with stabilization by liquid glass and CMC or, at high-temperature injections, AK-1 solution (sodium alkylbenzenesulfonate), which forms a stable foam when temperatures in excess of 150 o C. This may be oil with natural foaming properties, condensate NGL with the addition of foaming components.
При осуществлении заявляемого способа в первую очередь производится промывка ствола скважины холодным или теплым раствором ПАВ, например МЛ-72 или МЛ-80, за счет этого осуществляется отмыв отложений парафина со стенок скважины и НКТ. Отмытые отложения отстаиваются в сепараторе-отстойнике 17. Затем начинается циркуляция горячей жидкости для отмыва остатков смолопарафиновых отложений и предварительного прогрева ствола скважины. На схеме фиг. 1 представлен случай, когда осуществляется прямая промывка. Для этого многофункциональная насосная установка 12 прокачивает нагретую жидкость по НКТ 3 и через правый отвод крестовины затрубного пространства при открытой задвижке 19 в сепаратор 17, откуда отстоянная жидкость снова подается в насосную установку с нагревателем 12. После нагрева жидкость закачивается в НКТ 3 и цикл повторяется до тех пор, пока в сепаратор 17 из скважины начнет поступать нагретая жидкость. После промывки и прогрева ствола скважины циркуляция прекращается и насосная установка с нагревателем 12 переводится на режим питания из цистерны 13 и закачки жидкости через насосно-компрессорные трубы 3. Нагретую жидкость в первую очередь поглощает высокопроницаемый пласт 22. Для облегчения понимания сущности изобретения на фиг. 1 показан только один высокопроницаемый пласт 22 продуктивной зоны скважины и два низкопроницаемых пласта 23. When implementing the proposed method, the well is first washed with a cold or warm surfactant solution, such as ML-72 or ML-80, due to this, paraffin deposits are washed from the walls of the well and tubing. The washed deposits are settled in the separator-settler 17. Then, the circulation of hot liquid begins to wash off the residues of resin-paraffin deposits and preheat the wellbore. In the diagram of FIG. 1 shows the case when direct washing is carried out. To do this, the multifunctional pumping unit 12 pumps the heated fluid through the
Перед началом закачки жидкости-теплоносителя с определенным опережением начинают закачку пены в затрубное пространство насосно-компрессорной установкой 9. Время опережения определяется расчетным путем, исходя из времени заполнения пеной всего объема затрубного пространства или визуально: закачка пены производится до тех пор, пока она пройдет через НКТ 3 и не появится в сепараторе. Только после этого сепаратор 17 отсекается от насосно-компрессорных труб задвижкой 15, насосно-компрессорная установка 9 переводится с режима закачки пены на режим подкачки, а насосная установка 12 - в режим закачки теплоносителя. Before starting the injection of the heat-transfer fluid with a certain advance, the foam is injected into the annulus of the pump-compressor unit 9. The advance time is determined by calculation, based on the time the foam fills the entire annulus or visually: the foam is pumped until it passes through
Объем теплоносителя, необходимого для закачки в высокопроницаемый пласт, определяется расчетным путем, исходя из геологофизических показателей скважины, и должен составлять 0,5 - 1 объема пор пласта в призабойной зоне радиусом 10 м. После закачки расчетного объема теплоносителя скважина закрывается и оставляется на "пропитку" от 12 до 72 часов. В течение этого времени происходит теплообмен и выравнивание температур в микро- и макронеоднородностях пласта 22, а также прогрев близлежащих к прогретому пласту низкопроницаемых зон. The volume of coolant required for injection into a highly permeable formation is determined by calculation, based on the geological and physical parameters of the well, and should be 0.5 - 1 pore volume of the formation in the bottom-hole zone with a radius of 10 m. After pumping the calculated volume of coolant, the well is closed and left to “impregnate” "from 12 to 72 hours. During this time, heat transfer and temperature equalization occur in micro- and macroinhomogeneities of the formation 22, as well as heating of the low-permeability zones adjacent to the heated formation.
По истечении времени "пропитки" начинается закачка пены в высокопроницаемый пласт 22 насосно-компрессорной установкой 9 по затрубному пространству при кратности содержания газовой фазы от 2 до 6 по отношению к жидкости в пластовых условиях. Малое содержание газа применяется в пластах с относительно небольшой разницей в проницаемостях отдельных пропластков, максимальные значения кратности применяются в сильно неоднородных пластах. After the “impregnation” time has elapsed, the injection of foam into the highly permeable formation 22 of the tubing installation 9 through the annulus begins when the multiplicity of the gas phase content is from 2 to 6 with respect to the fluid in the reservoir conditions. A low gas content is used in the formations with a relatively small difference in the permeability of individual layers, the maximum multiplicity values are used in highly heterogeneous formations.
Пена, обладая существенно большей вязкостью, чем ее составляющие, закачивается в пласт под более высоким давлением, чем жидкость-теплоноситель, и образует в высокопроницаемом пласте оторочку (поз. 24 на фиг. 1), которая временно изолирует этот пласт от попадания жидкости-теплоносителя. Объем оторочки определяется по характерному подъему давления на устье, максимальное значение которого не должно превышать допустимое давление на обсадную колонну. Foam, having a significantly higher viscosity than its constituents, is pumped into the formation at a higher pressure than the heat transfer fluid and forms a rim in the highly permeable formation (item 24 in Fig. 1), which temporarily isolates this formation from the ingress of the heat transfer fluid . The volume of the rim is determined by the characteristic increase in pressure at the wellhead, the maximum value of which should not exceed the permissible pressure on the casing.
Следующей технологической операцией является закачка теплоносителя низкопроницаемые пласты (поз.23 на фиг. 1). Для этого насосно-компрессорная установка переводится на режим подкачки пены в затрубное пространство, а в НКТ 3 нагнетается жидкость-теплоноситель насосной установкой 12. Закачка производится под более высоким давлением, чем в предыдущей стадии, - закачке теплоносителя в высокопроницаемый пласт. Максимальное значение давления жидкости-теплоносителя не может превосходить давления закачки блокирующей оторочки 24, поскольку превышение его будет способствовать проталкиванию блокирующей оторочки вглубь пласта и ее рассеиванию. The next technological operation is the injection of coolant low permeability layers (key 23 in Fig. 1). To do this, the pump-compressor installation is switched to the mode of pumping foam into the annulus, and in the
Жидкость-теплоноситель под более высоким давлением проникает в низкопроницаемые пласты 23 и после закачки расчетного объема, равного объему пор низкопроницаемых пород в радиусе 10 м, нагнетание прекращается, скважина закрывается и оставляется на "пропитку". The heat-transfer fluid penetrates into the low-permeability formations 23 at a higher pressure and after pumping a calculated volume equal to the pore volume of low-permeability rocks within a radius of 10 m, the injection is stopped, the well is closed and left to “impregnate”.
Далее можно продолжать осваивать еще более низкопроницаемые пласты, блокируя уже освоенные пеной, с последующей закачкой теплоносителя до тех пор, пока не будут освоены все пласты. Ограничением является максимально допустимое давление на обсадную колонну. Further, it is possible to continue to develop even lower permeable formations, blocking the already absorbed foam, with the subsequent injection of coolant until all the formations have been mastered. The limitation is the maximum allowable pressure on the casing.
После завершения последней "пропитки" скважину оставляют в покое на 2-10 суток и затем подсоединяют к сборной сети и осваивают пуском насоса. After the last "impregnation" is completed, the well is left alone for 2-10 days and then connected to the prefabricated network and mastered by starting the pump.
При этом пласты осваиваются в порядке, обратном их блокированию: в первую очередь осваиваются пласты, которые не имеют блокирующих оторочек, т. е. могут фильтровать нефть при минимальных депрессиях. По мере роста депрессии (снижения динамического уровня) начинает фильтроваться нефть через блокирующую оторочку и размывает ее. Такое последовательное селективное освоение пластов, начиная с низкопроницаемых пластов к высокопроницаемым, является наиболее предпочтительным с точки зрения полноты освоения всей нефтеносной толщи и дает предлагаемому способу дополнительное преимущество. At the same time, the reservoirs are developed in the reverse order of their blocking: first of all, reservoirs that do not have blocking rims, that is, can filter oil with minimal depressions, are developed. As depression increases (dynamic level decreases), oil begins to filter through the blocking rim and erodes it. Such sequential selective development of formations, starting from low permeability to highly permeable formations, is most preferable from the point of view of completeness of development of the entire oil-bearing stratum and gives the proposed method an additional advantage.
Способ может быть осуществлен как на действующем фонде скважин со штанговыми насосными установками, так и на фонде скважин с погружными электронасосами (ЭЦН, УЭВНГ и др.), если они оборудованы циркуляционными клапанами. The method can be implemented both on the existing well stock with sucker rod pumping units, and on the well stock with submersible electric pumps (ESP, UEVNG, etc.), if they are equipped with circulation valves.
В этом случае из-за отсутствия центраторов колонна НКТ 3 в обсадной колонне 2 будет занимать сложное пространственное положение местами с максимальным отклонением от оси скважины и касанием в первую очередь муфтами обсадной колонны. В наклонно-направленных скважинах ниже зоны начала набора кривизны колонна НКТ 3 будет "лежать" на обсадной колонне 2. In this case, due to the lack of centralizers, the
Все это вызовет больший поток утечек тепла, чем в случае с центраторами 4. Учитывая, что контакт НКТ 3 с обсадной колонной 2 происходит по линии и главным образом по муфтам это не должно вызвать сильного нагрева обсадной колонны и появления критических термических напряжений. All this will cause a greater flow of heat leaks than in the case of centralizers 4. Given that the contact of the
На фиг. 2. представлены сечения скважин, оборудованных для нагнетания теплоносителя:
фиг. 2а - скважины, оборудованной термокейсом,
фиг. 2б - скважины, оборудованной обычными насосно-компрессорными трубами с последующим заполнением затрубного пространства пеной.In FIG. 2. presents sections of wells equipped for pumping coolant:
FIG. 2A - wells equipped with a thermal case,
FIG. 2b - wells equipped with conventional tubing, followed by filling the annulus with foam.
На фиг. 2а внутренняя труба для нагнетания теплоносителя обозначена позицией 25. Ее наружный диаметр D2 составляет 50 мм, внутренний диаметр D1 = 38 мм. Наружная несущая труба 26 имеет наружный диаметр D3 = 89 мм, а внутренний диаметр D1 2 = 76 мм. Обсадная труба 2 имеет наружный диаметр D5 = 168 мм, а внутренний диаметр D4 = 150 мм.In FIG. 2a, the inner pipe for pumping the coolant is indicated by 25. Its outer diameter D 2 is 50 mm, the inner diameter D 1 = 38 mm. The
На фиг. 2б показаны насосно-компрессорная труба 3 - НКТ -2 1/211 - у которых внутренний диаметр D1 1 = 62 мм, а наружный диаметр D1 2 = 76 мм. Обсадная труба 2 имеет те же размеры, что и на фиг. 2а.In FIG. 2b shows a tubing 3 - tubing -2 1/2 11 - in which the inner diameter D 1 1 = 62 mm and the outer diameter D 1 2 = 76 mm. The
Как видно из фиг. 2а толщина теплоизоляции по радиусу в варианте с термокейсом составляет 13 мм с теплопроводностью 0,0936 кДж/мчoC:
В случае оборудования скважины центральной колонной того же сечения, что и в варианте с термокейсом (38х50 мм), толщина слоя равна 50 мм
Это обеспечивает почти в 4 раза больше тепловое сопротивление при равных теплопроводностях этих сред. Или, другими словами, можно достичь того же эффекта теплоизоляции, имея теплопроводность пены, в 4 раза уступающую (λ = 0,36) теплопроводности изоляционного слоя термокейса. Исходя из специальной литературы по пенам их теплопроводность может достигать значений, мало уступающих теплопроводности изоляционного слоя термокейса (см. кн. В. К. Тихомиров "Пены. Теория и практика их получения и разрушения, М.: Химия, 1975).As can be seen from FIG. 2a, the thickness of the thermal insulation along the radius in the case with a thermal case is 13 mm with a thermal conductivity of 0.0936 kJ / mh o C:
In the case of equipping the well with a central column of the same cross section as in the case with a thermal case (38x50 mm), the layer thickness is 50 mm
This provides almost 4 times more thermal resistance with equal thermal conductivities of these media. Or, in other words, it is possible to achieve the same effect of thermal insulation, having the thermal conductivity of the foam, 4 times inferior (λ = 0.36) to the thermal conductivity of the insulating layer of the thermal case. Based on the special literature on foams, their thermal conductivity can reach values that are not inferior to the thermal conductivity of the insulating layer of the thermal case (see Prince V. K. Tikhomirov, "Foams. Theory and Practice of Their Production and Destruction, M .: Chemistry, 1975).
Таким образом, в настоящем техническом решении пена выполняет две разнородные технические функции:
- теплоизоляции колонны НКТ для нагнетания теплоносителя,
- временная гидравлическая изоляция пластов, уже подвергнутых тепловому воздействию с тем, чтобы поток теплоносителя направить в более низкопроницаемые пласты.Thus, in the present technical solution, the foam performs two heterogeneous technical functions:
- thermal insulation of the tubing string for pumping the coolant,
- temporary hydraulic isolation of formations that have already been subjected to heat so that the coolant flow is directed to lower-permeability formations.
Этот прием позволяет производить избирательную обработку теплом призабойной зоны скважин, вскрывших неоднородные многопластовые формации без подъема насосно-компрессорных труб, привлекая минимальную номенклатуру химреагентов, жидкостей, газов и технических средств. This technique allows selective heat treatment of the bottom-hole zone of wells that have opened heterogeneous multilayer formations without lifting tubing, attracting a minimal range of chemicals, liquids, gases and technical equipment.
Высокая продуктивность скважины после обработки обеспечивается как за счет очистки порового пространства от механических и органических материалов, привнесенных в процессе вскрытия и последующей эксплуатации, как это характерно в целом для тепловых обработок скважин, а также за счет подключения к разработке новых пластов и пропластков, но, кроме того, за счет следующих дополнительных положительных эффектов:
- скважина вступает в эксплуатацию практически без освоения сразу после ремонта с более высокой температурой призабойной зоны без фильтрата жидкости глушения, поэтому степень очистки и продуктивность скважины должны быть более высокими;
- при одних и тех же затратах энергии (топлива) на поверхности и времени удается подать в призабойную зону скважины больше тепловой энергии, тем самым обеспечить более высокую температуру забоя или при одних и тех же затратах технологической жидкости и ее начальной температуре прогреть до высокой температуры участок призабойной зоны большего радиуса. Тем самым создать более мощный аккумулятор тепла в призабойной зоне, который при эксплуатации скважины будет расходоваться на нагрев фильтрующейся нефти, существенно понизит ее вязкость, тем самым обеспечит высокую продуктивность на более длительное время.High productivity of the well after treatment is ensured both by cleaning the pore space from mechanical and organic materials introduced during the opening and subsequent operation, as is typical for heat treatment of wells in general, as well as by connecting new formations and interlayers to the development, but, in addition, due to the following additional positive effects:
- the well comes into operation almost without development immediately after the repair with a higher temperature of the bottomhole zone without killing fluid filtrate, therefore the degree of cleaning and productivity of the well should be higher;
- at the same energy (fuel) costs on the surface and time, it is possible to supply more thermal energy to the bottomhole zone of the well, thereby providing a higher bottom temperature or, at the same costs of the process fluid and its initial temperature, warm the area to a high temperature bottom zone of a larger radius. Thus, to create a more powerful heat accumulator in the bottom-hole zone, which during the operation of the well will be spent on heating the filtered oil, it will significantly reduce its viscosity, thereby ensuring high productivity for a longer time.
Таким образом, заявляемый способ позволяет:
- последовательно-избирательно прогревать призабойную зону нефтеносных пластов, начиная от высокопроницаемых пластов и кончая низкопроницаемыми;
- последовательно-избирательно осваивать пласты в обратном порядке: от низкопроницаемых к высокопроницаемым;
- доводить жидкость-теплоноситель до забоя с минимальными потерями тепла, сравнимыми с потерями в теплоизолированных трубах;
- кратно увеличить за счет этого глубину прогрева и температуру призабойной зоны;
- аккумулировать в призабойной зоне большой запас тепла для нагрева и снижения вязкости фильтрующейся жидкости;
- привести в подвижное состояние твердые отложения на поверхности пористой среды на стенках скважины;
- быстро освоить скважину при любом способе эксплуатации;
- провести все эти операции самым доступным и дешевым способом - без подъема труб и насоса из скважины.Thus, the claimed method allows you to:
- sequentially-selectively warm the bottom-hole zone of oil-bearing strata, starting from high-permeability strata and ending with low-permeable strata;
- sequentially-selectively develop formations in the reverse order: from low permeability to high permeability;
- bring the heat transfer fluid to the bottom with minimal heat loss, comparable to the loss in heat-insulated pipes;
- due to this, increase the depth of heating and the temperature of the bottom-hole zone;
- accumulate in the bottom-hole zone a large supply of heat to heat and reduce the viscosity of the filtered fluid;
- bring into a solid state solid deposits on the surface of the porous medium on the walls of the well;
- quickly master a well with any method of operation;
- carry out all these operations in the most affordable and cheap way - without lifting the pipes and pump from the well.
Экологичность и пожаробезопасность способа обеспечивается за счет:
- производства работ без глушения скважины и подъема труб, что предотвращает загрязнение территории нефтепродуктами, сводит к нулю вероятность пожаров и выбросы нефтяных газов в атмосферу;
- взрывобезопасного состава закачиваемых агентов, выхлопного и попутного газов пластовой воды или нефти;
- снижения до минимума выброса в окружающую среду избыточного тепла парниковых и ядовитых выхлопных газов 
- снижения потребления пресных вод за счет использования в качестве технологических агентов продукции скважин и выхлопных газов.The environmental friendliness and fire safety of the method is ensured by:
- carrying out work without killing the well and lifting pipes, which prevents the territory from being contaminated with oil products, minimizes the likelihood of fires and emissions of oil gases into the atmosphere;
- explosion-proof composition of injected agents, exhaust and associated gases of produced water or oil;
- minimizing the emission of excess heat of greenhouse and toxic exhaust gases into the environment
- reduction of fresh water consumption due to the use of production of wells and exhaust gases as technological agents.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000122748/03A RU2168619C1 (en) | 2000-09-01 | 2000-09-01 | Method of heat treatment of bottom-hole zone of oil-gas well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000122748/03A RU2168619C1 (en) | 2000-09-01 | 2000-09-01 | Method of heat treatment of bottom-hole zone of oil-gas well |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2168619C1 true RU2168619C1 (en) | 2001-06-10 |
Family
ID=20239674
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2000122748/03A RU2168619C1 (en) | 2000-09-01 | 2000-09-01 | Method of heat treatment of bottom-hole zone of oil-gas well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2168619C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2563463C1 (en) * | 2014-12-02 | 2015-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method of development of stratified oil deposit with high-viscosity oil |
| RU2731484C1 (en) * | 2019-11-01 | 2020-09-03 | Салават Анатольевич Кузяев | Method of processing several intervals of productive formation per one round-trip operation and device for implementation thereof (embodiments) |
-
2000
- 2000-09-01 RU RU2000122748/03A patent/RU2168619C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| КУДИНОВ В.И. и др. Новые технологии повышения добычи нефти. - Самарское книжное изд-во, 1968, с. 25-48. * |
| МАШКОВ В.А. и др. Техника и технология термоизоляции паронагнетательных скважин, Серия "Нефтепромысловое дело", вып. 12(141). - М., 1987, с. 8-12, 20. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2563463C1 (en) * | 2014-12-02 | 2015-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method of development of stratified oil deposit with high-viscosity oil |
| RU2731484C1 (en) * | 2019-11-01 | 2020-09-03 | Салават Анатольевич Кузяев | Method of processing several intervals of productive formation per one round-trip operation and device for implementation thereof (embodiments) |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4265310A (en) | Fracture preheat oil recovery process | |
| US7422063B2 (en) | Hydrocarbon recovery from subterranean formations | |
| CA1070611A (en) | Recovery of hydrocarbons by in situ thermal extraction | |
| RU2442883C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil reserves | |
| RU2328590C1 (en) | Separate maintenance process for injection or production well and implementation variants | |
| US5215149A (en) | Single horizontal well conduction assisted steam drive process for removing viscous hydrocarbonaceous fluids | |
| CN102678096A (en) | Hot water assisted gravity drainage method for mining high pour-point oil deposit | |
| CA2647973A1 (en) | Enhanced hydrocarbon recovery by vaporizing solvents in oil sand formations | |
| US20130014951A1 (en) | Applying treatment fluid to a subterranean rock matrix | |
| RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
| RU2274742C1 (en) | Method for high-viscous oil or bitumen field development | |
| CA3012371C (en) | Method for communication of dual horizontal wells | |
| RU2206728C1 (en) | Method of high-viscocity oil production | |
| CA2898065C (en) | Pressure cycling with mobilizing fluid circulation for heavy hydrocarbon recovery | |
| US3707189A (en) | Flood-aided hot fluid soak method for producing hydrocarbons | |
| RU2307242C1 (en) | High-viscosity oil production method | |
| RU2168619C1 (en) | Method of heat treatment of bottom-hole zone of oil-gas well | |
| WO2008100176A1 (en) | Method for developing hydrocarbon accumulations | |
| CN110344801B (en) | Fracturing operation method for combustible ice exploitation, exploitation method and exploitation system | |
| RU2012114259A (en) | METHOD FOR INCREASING OIL, GAS CONDENSATES AND GAS PRODUCTION FROM DEPOSITS AND ENSURING UNINTERRUPTED OPERATION OF PRODUCING AND EXPRESSIVE WELLS | |
| NO309585B1 (en) | Method for improving the efficiency of cleaning horizontal boreholes | |
| RU2741644C1 (en) | Method of development of hard-to-recover hydrocarbon deposits | |
| US3664424A (en) | Method for insulating a well | |
| RU2301882C1 (en) | Cyclic method for oil reservoir development | |
| RU2684262C1 (en) | Method for development of high deposits of high viscosity oil with water consistent zones |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20050902 |