RU2200229C2 - Manner of operation of injection well - Google Patents
Manner of operation of injection well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2200229C2 RU2200229C2 RU99125689/03A RU99125689A RU2200229C2 RU 2200229 C2 RU2200229 C2 RU 2200229C2 RU 99125689/03 A RU99125689/03 A RU 99125689/03A RU 99125689 A RU99125689 A RU 99125689A RU 2200229 C2 RU2200229 C2 RU 2200229C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- well
- injection
- cleaning
- formation
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к технологическим процессам поддержания пластового давления и добычи нефти. The invention relates to the field of the oil industry, in particular to technological processes for maintaining reservoir pressure and oil production.
Известно, что в процессе эксплуатации нефтяных месторождений для обеспечения достаточной полноты отбора нефти из залежи в продуктивные пласты закачивается вода через нагнетательные скважины. Для очистки призабойной зоны пласта и нормальной эксплуатации нагнетательных скважин, а также обеспечения расчетной приемистости периодически необходимо осуществлять дорогостоящий ремонт. It is known that during the operation of oil fields to ensure sufficient completeness of oil selection from the reservoir into the reservoir, water is pumped through injection wells. To clean the bottom-hole zone of the formation and normal operation of injection wells, as well as to ensure the estimated injectivity, periodically it is necessary to carry out expensive repairs.
Известные в настоящее время способы очистки призабойной части пласта основаны на применении специального оборудования и инструментов, предназначенных для капитального ремонта скважин (В.М. Муравьев "Эксплуатация нефтяных и газовых скважин", М., Недра, стр. 405-435), известные способы очистки призабойной части пласта, т.е. восстановления приемистости нагнетательных скважин, связаны с большими материальными затратами. Основной недостаток известных способов - невысокое качество, сложность операций, применение дорогостоящего оборудования и высокая стоимость работ. Currently known methods for cleaning the bottom of the formation are based on the use of special equipment and tools designed for overhaul of wells (V.M. Muravyov "Operation of oil and gas wells", M., Nedra, pp. 405-435), known methods cleaning the bottom of the formation, i.e. recovery injectivity of injection wells, associated with high material costs. The main disadvantage of the known methods is the low quality, complexity of operations, the use of expensive equipment and the high cost of work.
Наиболее близким по технической сущности является способ эксплуатации нагнетательных скважин, предусматривающий их периодическое открытие и работа в режиме самоизлива, что сопровождается частичной очисткой призабойной части пласта и восстановлением приемистости до определенного уровня за счет выноса с водой на поверхность накопленных в поровых каналах мехпримесей, асфальтенов, смол и других частиц, достигается определенный положительный эффект по восстановлению приемистости нагнетательной скважины (В. М. Муравьев "Эксплуатация нефтяных и газовых скважин", М., Недра, 1978, стр. 142-146). Главным недостатком этого способа является его сравнительно низкая эффективность, так как скважина может быть открыта на ограниченное время, а для накопления воды, поступающей из скважины, необходимо иметь емкость или амбар. В последующем эту воду необходимо подготовить и утилизировать в системе поддержания пластового давления, что требует дополнительных эксплуатационных затрат. The closest in technical essence is the method of operating injection wells, providing for their periodic opening and operation in the self-discharge mode, which is accompanied by a partial cleaning of the bottom of the formation and the restoration of injectivity to a certain level due to the removal of mechanical impurities, asphaltenes, resins, accumulated in the pore channels, with water and other particles, a certain positive effect is achieved by restoring the injectivity of the injection well (V. M. Muravyev "Operation is not tyanyh and gas wells ", Moscow, Nedra, 1978, pp. 142-146). The main disadvantage of this method is its relatively low efficiency, since the well can be opened for a limited time, and for the accumulation of water coming from the well, you must have a tank or barn. Subsequently, this water must be prepared and disposed of in the reservoir pressure maintenance system, which requires additional operating costs.
Целью предлагаемого способа является повышение эффективности работы нагнетательной скважины и сокращение материальных затрат. The aim of the proposed method is to increase the efficiency of the injection well and reduce material costs.
Указанная цель достигается тем, что в описываемом способе эксплуатации нагнетательных скважин, включающем циклическую закачку нефтесодержащей пластовой воды с оставшимися в ней после очистки включениями нефти, после эксплуатации ее до снижения приемистости на 25-60% от первоначального значения, перекачку воды прекращают и переводят нагнетательную скважину в категорию добывающей с последующим возвратом ее после очистки призабойной части пласта и извлечения накопившейся нефти в категорию нагнетательной. This goal is achieved by the fact that in the described method of operating injection wells, which includes cyclic injection of oil-containing produced water with oil inclusions remaining in it after treatment, after operating it to reduce injectivity by 25-60% from the initial value, the pumping is stopped and the injection well is transferred into the producing category with its subsequent return after cleaning the bottom of the formation and extracting the accumulated oil into the injection category.
Известно, что при закачке воды на фильтрующей поверхности пласта отлагаются частицы мехпримесей, размеры которых равны или превышают размеры пор или трещин, а также тяжелых компонентов нефти (парафин, асфальтен, смолы), остающиеся в пластовой воде после ее очистки до остаточного нефтесодержания - до 100 мг/л. Экспериментально установлено, что взвешенные в воде частицы проходят через пористую среду, если их размеры в 4-6 раз меньше размера пор. Размеры пор большинства продуктивных горизонтов составляют 2-60 мкм, а размеры частиц в воде 0,2-30,0 мкм. Отлагаясь на фильтрующей поверхности, крупные частицы задерживают более мелкие частицы, увеличивая слой осадка, уплотняя его и снижая проницаемость призабойной зоны и, соответственно, приемистость нагнетательной скважины. При этом постоянно с закачиваемой водой в пласт поступает нефть, содержание которой в воде составляет в среднем 50 мг/л. По мере эксплуатации нагнетательной скважины мелкие капли нефти и ее тяжелые компоненты (парафин, смолы, асфальтены) также задерживаются в порах продуктивной части пласта, приемистость которого снижается на значительную глубину. Постепенно, по мере эксплуатации нагнетательной скважины, ее приемистость падает на 50 и более процентов. It is known that when water is injected on the filtering surface of the formation, particles of mechanical impurities are deposited, the sizes of which are equal to or greater than the sizes of pores or cracks, as well as heavy oil components (paraffin, asphaltene, resins) remaining in the produced water after it is purified to a residual oil content - up to 100 mg / l It was experimentally established that particles suspended in water pass through a porous medium if their sizes are 4-6 times smaller than the pore size. The pore sizes of most productive horizons are 2-60 microns, and the particle sizes in water are 0.2-30.0 microns. Being deposited on the filtering surface, large particles trap smaller particles, increasing the sediment layer, compacting it and reducing the permeability of the bottom-hole zone and, accordingly, the injectivity of the injection well. At the same time, oil is constantly supplied to the formation with injected water, the content of which in the water is on average 50 mg / l. As the injection well is operated, small droplets of oil and its heavy components (paraffin, resins, asphaltenes) also linger in the pores of the productive part of the formation, the injectivity of which decreases to a considerable depth. Gradually, as the injection well is operated, its injectivity drops by 50 percent or more.
С целью снижения материальных затрат на восстановление приемистости нагнетательной скважины закачку воды прекращают и переводят ее в категорию добывающих. В начальный период после прекращения закачки воды начинается процесс движения жидкости в пласте в обратном направлении. При этом из поровых каналов пласта будут удаляться потоком накопленные на них твердые частицы, пленки нефти и отложения парафина, смол и асфальтенов. После прекращения излива скважина переводится на насосный режим эксплуатации в течение 3-5 месяцев. В начальный период эксплуатации будет добываться в основном вода с отмытыми пленками и частицами углеводородов и мехпримесями. На первом этапе добываемая вода поступает по существующему трубопроводу в резервуар при КНС и после отстоя и отделения нефти и мехпримесей закачивается через систему ППД в продуктивные пласты. После перевода скважины на насосный период эксплуатации продолжается процесс интенсивной очистки поровых каналов от пленок нефти и мехпримесей и по мере продвижения нефтяного фронта к забою скважины она переводится в категорию добывающей. После очистки призабойной части пласта, т.е. восстановления приемистости бывшей нагнетательной скважины, она снова переводится в категорию нагнетательной. Таким образом, новым технологическим приемом в заявленном способе является совмещение процессов очистки призабойной зоны нагнетательной скважины с добычей нефти. Эффективность эксплуатации нагнетательной скважины повышается за счет совмещения процессов очистки призабойной части пласта и подъема на поверхность дополнительного объема нефти, накопившегося в поровых каналах при закачке нефтесодержащих пластовых вод. При этом необходимо отметить дополнительный положительный фактор - возможность использования погружного насоса, предназначенного для подъема на поверхность нефти, для закачки воды после восстановления приемистости нагнетательной скважины. In order to reduce material costs for the restoration of the injectivity of the injection well, the water injection is stopped and transferred to the production category. In the initial period after the cessation of water injection, the process of fluid movement in the reservoir in the opposite direction begins. At the same time, solid particles, oil films and deposits of paraffin, resins and asphaltenes will be removed from the pore channels of the reservoir. After the cessation of the spout, the well is switched to the pump operation mode for 3-5 months. In the initial period of operation, mainly water will be extracted with washed films and particles of hydrocarbons and mechanical impurities. At the first stage, the produced water flows through the existing pipeline into the reservoir at the pumping station and, after sludge and separation of oil and mechanical impurities, is pumped through the PPD system into productive formations. After the well is transferred to the pumping period, the process of intensive cleaning of the pore channels from oil films and solids continues, and as the oil front moves to the bottom of the well, it is transferred to the producing category. After cleaning the bottom of the formation, i.e. restoration of injectivity of the former injection well, it is again transferred to the category of injection. Thus, a new technological technique in the claimed method is the combination of the processes of cleaning the bottom-hole zone of the injection well with oil production. The operational efficiency of the injection well is improved by combining the processes of cleaning the bottom of the formation and raising to the surface an additional volume of oil accumulated in the pore channels during the injection of oil-containing formation water. In this case, it is necessary to note an additional positive factor - the possibility of using a submersible pump designed to rise to the surface of the oil, for pumping water after restoring the injectivity of the injection well.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU99125689/03A RU2200229C2 (en) | 1999-11-30 | 1999-11-30 | Manner of operation of injection well |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU99125689/03A RU2200229C2 (en) | 1999-11-30 | 1999-11-30 | Manner of operation of injection well |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU99125689A RU99125689A (en) | 2001-08-20 |
RU2200229C2 true RU2200229C2 (en) | 2003-03-10 |
Family
ID=20227795
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU99125689/03A RU2200229C2 (en) | 1999-11-30 | 1999-11-30 | Manner of operation of injection well |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2200229C2 (en) |
-
1999
- 1999-11-30 RU RU99125689/03A patent/RU2200229C2/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
МУРАВЬЕВ В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1978, с.142-146. * |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US5443120A (en) | Method for improving productivity of a well | |
US5862863A (en) | Dual completion method for oil/gas wells to minimize water coning | |
RU2344272C2 (en) | Well structure and method of multipay oil pool development | |
US11136875B2 (en) | Systems, apparatuses, and methods for downhole water separation | |
US20120279716A1 (en) | Oil-Gas Well Structure for Facilitating Extracting a Downhole Filter String and Method for Extracting the String | |
RU2200229C2 (en) | Manner of operation of injection well | |
CN201301676Y (en) | Oil-water well sand pump | |
CN104727791A (en) | Integrated advanced water treatment purifier | |
RU2225938C1 (en) | Methods for exploiting oil extracting wells | |
RU2332557C1 (en) | Method for cleaning near wellbore region of injection wells | |
RU2394980C1 (en) | Procedure for development of oil deposit | |
Mingulov et al. | On the efficiency of wastewater treatment from solid suspended particles at Tuimazaneft Oil and Gas Production Division (NGDU “Tuimazaneft”) | |
CN201305521Y (en) | Novel wellhead treatment device with water injection well-flushing fluid | |
RU2512222C1 (en) | Method for bottomhole zone treatment | |
CN219031927U (en) | Sand removing device for in-situ leaching uranium mine flushing wastewater | |
RU2802634C1 (en) | Downhole pumping unit with backwash cleaning | |
CN212958581U (en) | Water injection device for oil reservoir exploitation | |
RU2190087C2 (en) | Process of extraction of well fluid | |
RU2446276C1 (en) | Development method of deposit with forced product withdrawal, and device for its implementation | |
CN213627548U (en) | Oil field chemical sand consolidation manufacturing device | |
RU2243366C2 (en) | Method for acoustic treatment of wells of system for preservation of bed pressure | |
RU2202034C2 (en) | Procedure bringing well to optimum condition after repair | |
RU2018637C1 (en) | Method for decolmatage of well strainer | |
RU2205940C2 (en) | Method of operation of oil wells with flooded producing formations, device for method embodiment | |
CN116856901A (en) | Multiple filtration coal bed gas well reinjection water circulating device |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20031201 |