RU2278964C1 - Method for production well bottom zone treatment by outflow - Google Patents
Method for production well bottom zone treatment by outflow Download PDFInfo
- Publication number
- RU2278964C1 RU2278964C1 RU2004135346/03A RU2004135346A RU2278964C1 RU 2278964 C1 RU2278964 C1 RU 2278964C1 RU 2004135346/03 A RU2004135346/03 A RU 2004135346/03A RU 2004135346 A RU2004135346 A RU 2004135346A RU 2278964 C1 RU2278964 C1 RU 2278964C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- flow rate
- fluid
- liquid
- injection
- Prior art date
Links
Landscapes
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применением при очистке призабойной зоны нагнетательной скважины.The invention relates to the oil industry and may find application in cleaning the bottom-hole zone of an injection well.
Известен способ ремонта нагнетательной скважины, включающий накопление в призабойной зоне жидкости и ее излив на поверхность (Патент РФ №2079637, кл. Е 21 В 43/00, опубл. 1997.05.20).A known method of repairing an injection well, including the accumulation of fluid in the bottomhole zone and its spout to the surface (RF Patent No. 2079637, class E 21 B 43/00, publ. 1997.05.20).
Известный способ недостаточно эффективен вследствие неконтролируемости параметров накопления жидкости и излива.The known method is not effective enough due to the uncontrolled parameters of fluid accumulation and spout.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ очистки призабойной зоны скважины импульсным дренированием, включающий обработку скважин за 15-45 циклов, на каждом из которых производят 6-30 депрессионно-репрессионных импульсов дренирования, которые создают при формировании в скважине избыточного давления, превышающего пластовое, путем закачки флюида в затрубное пространство. Наземным прерывателем вначале резко открывают скважину и изливают жидкость по насосно-компрессорным трубам в наземную сборную емкость. При достижении наибольшей скорости излива резко закрывают скважину и создают затухающую стоячую волну, которая за 2-2,5 с достигает зумпфа скважины и возвращается к устью, делая при этом импульсные удары по призабойной зоне пласта. Колебания контролируют по устьевому манометру и прерывают в период начала возврата волны к устью скважины, усиливая депрессионный вынос загрязнений из призабойной зоны синфазным изливом жидкости и по насосно-компрессорным трубам в желобную емкость. Излив производят 2-4 с и затем вновь формируют стоячую волну и так повторяют до снижения избыточного давления в скважине. Флюид нагнетают с постоянной производительностью для контроля за временем достижения конкретного значения избыточного давления в скважине. Если время возрастает, то обработку продолжают, если не возрастает, то прекращают (Патент РФ №2159326, кл. Е 21 В 43/25, опубл. 2000.11.20 - прототип).The closest to the proposed invention in technical essence is a method of cleaning the bottom-hole zone of a well by pulse drainage, which includes treating wells in 15-45 cycles, each of which produces 6-30 depressive-repressive drainage pulses that create when the overpressure in the well exceeds reservoir, by pumping fluid into the annulus. At first, the well is opened with a ground breaker and the fluid is poured through tubing into a surface collection tank. When the spout reaches its maximum speed, the well is closed abruptly and a damped standing wave is created, which reaches the sump of the well in 2-2.5 s and returns to the wellhead, while doing pulsed impacts on the bottom-hole formation zone. The oscillations are monitored by the wellhead pressure gauge and interrupted during the beginning of the wave return to the wellhead, increasing the depressive removal of contaminants from the bottom-hole zone by the in-phase spout of the liquid and through tubing to the groove tank. The spout is produced for 2-4 s and then a standing wave is again formed and is repeated until the overpressure in the well decreases. The fluid is injected at a constant rate to control the time it takes to reach a specific overpressure in the well. If time increases, then processing continues, if it does not increase, then stop (RF Patent No. 2159326, CL E 21 B 43/25, publ. 2000.11.20 - prototype).
Известный способ позволяет проконтролировать параметры закачки жидкости и излива, однако он недостаточно эффективен вследствие малого количества изливающейся из скважины жидкости и краткости излива.The known method allows you to control the injection parameters of the fluid and the spout, however, it is not effective enough due to the small amount of liquid poured from the well and the shortness of the spout.
В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности очистки призабойной зоны нагнетательной скважины.The proposed invention solves the problem of increasing the efficiency of cleaning the bottom-hole zone of the injection well.
Задача решается тем, что в способе обработки призабойной зоны нагнетательной скважины изливом, включающем закачку жидкости в призабойную зону до повышения давления и излив жидкости из скважины, согласно изобретению предварительно выбирают скважину, на которой приемистость снизилась в процессе эксплуатации для проведения обработки из условия общего времени излива не более 5 час, перед обработкой эксплуатируют скважину не менее 10 сут. с закачкой жидкости через скважину, обеспечивают максимальный условный проход обвязки скважины, останавливают закачку жидкости через скважину, излив жидкости из скважины проводят до необходимого расчетного объема жидкости при максимальном расходе, закачку жидкости через скважину ведут при значении расхода не более 3-кратного первоначально замеренного значения приемистости скважины до стабилизации давления, после стабилизации давления закачку жидкости через скважину ведут с увеличением расхода до значения не более 4-кратного первоначально замеренного значения приемистости скважины, дальнейшее увеличение расхода проводят поэтапно при стабилизации давления закачки с шагом, равным первоначально замеренному значению приемистости скважины до полного открытия регулирующей задвижки, проводят излив жидкости из скважины при максимальном расходе в объеме, равном расчетному, повторяют закачку и излив жидкости не менее 3 раз, последний излив жидкости из скважины выполняют при максимальном расходе в объеме первого излива.The problem is solved in that in the method for processing the bottom-hole zone of the injection well by spout, including pumping liquid into the bottom-hole zone to increase pressure and pouring the liquid from the well, according to the invention, a well is selected in advance, at which the injectivity decreased during operation for processing from the condition of the total time of the spout no more than 5 hours, before treatment, the well is operated for at least 10 days. with fluid injection through the well, provide the maximum conditional passage of the piping of the well, stop fluid injection through the well, pouring fluid from the well to the required calculated fluid volume at maximum flow rate, fluid injection through the well is carried out at a flow rate of not more than 3 times the originally measured injectivity wells before pressure stabilization, after pressure stabilization, fluid is pumped through the well with an increase in flow rate to a value of not more than 4-fold of the initially measured value of the well injectivity, a further increase in the flow rate is carried out in stages with stabilization of the injection pressure with a step equal to the initially measured value of the well injectivity until the control valve is fully open, the fluid is poured out of the well at the maximum flow rate in the volume equal to the calculated one, the pumping is repeated and the fluid is not spilled less than 3 times, the last outflow of fluid from the well is performed at a maximum flow rate in the volume of the first outflow.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
При работе нагнетательной скважины происходит накопление в призабойной зоне кольматирующих элементов, снижающих ее проницаемость и, как следствие, уменьшающих продуктивность скважины. Традиционно применяемые способы обработки призабойной зоны позволяют повысить продуктивность скважины, однако их эффективность невелика. В предлагаемом способе решается задача повышения эффективности очистки призабойной зоны нагнетательной скважины. Задача решается следующей совокупностью операций.During the operation of the injection well, accumulating elements occur in the near-wellbore zone, which reduce its permeability and, as a result, reduce the productivity of the well. Traditionally used methods for processing the bottom-hole zone can increase the productivity of the well, however, their effectiveness is low. The proposed method solves the problem of increasing the efficiency of cleaning the bottom-hole zone of the injection well. The problem is solved by the following set of operations.
При очистке призабойной зоны нагнетательной скважины изливом выбирают скважину, на которой приемистость снизилась в процессе эксплуатации для проведения обработки из условия общего времени излива не более 5 час.When cleaning the bottom-hole zone of the injection well with a spout, select a well in which the injectivity decreased during operation to process from the condition of the total spout time of not more than 5 hours.
При подборе скважин должно выполняться условие:When selecting wells, the condition must be met:
В формуле (1) tизл - общее время излива жидкости из скважины (час);In the formula (1) t izl - the total time of the outflow of fluid from the well (hour);
kпр - коэффициент приемистости нагнетательной скважины, м3/сут·МПа·10;k CR - injectivity coefficient of the injection well, m 3 / day · MPa · 10;
Рзаб, рпл - забойное и пластовое давление на нагнетательной скважине, МПа·10;R zab , r PL - bottomhole and reservoir pressure on the injection well, MPa · 10;
V - общий объем изливаемой жидкости из скважины, м3, определяемый по формуле:V is the total volume of liquid poured from the well, m 3 , determined by the formula:
В формуле (2) V1, V2 - расчетные объемы изливаемой жидкости, м3.In the formula (2) V 1 , V 2 - the estimated volume of the poured liquid, m 3 .
В формуле (3) Dнкт - внутренний диаметр колонны насосно-компрессорных труб, м;In the formula (3) D tubing - the inner diameter of the tubing string, m;
Lнкт - длина колонны насосно-компрессорных труб, м;L tubing - the length of the tubing string, m;
Dэк - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;D ek - the inner diameter of the production casing, m;
Lx - расстояние от башмака колонны насосно-компрессорных труб до подошвы нижнего перфорированного пласта, м;L x is the distance from the shoe of the tubing string to the bottom of the lower perforated formation, m;
Нпл - перфорированная мощность пласта, м;N PL - perforated thickness of the reservoir, m;
R - радиус охвата перфорированного пласта изливом, м;R is the radius of the perforated formation spout, m;
m - пористость пласта, доли ед.m - formation porosity, fractions of units
В результате гидродинамических исследований (по кривой падения давления) определяют фильтрационные параметры пласта и скважины (гидропроводность, проницаемость, пъезопроводность), величины дебитов (приемистость), устьевых, пластовых и забойных давлений, коэффициентов продуктивности (приемистости), приведенный радиус. Рассчитывают необходимый объем V1 первого излива, состоящий из объемов: внутренней полости колонны насосно-компрессорных труб от устья до башмака, объема эксплуатационной колонны от подошвы перфорированного пласта до башмака колонны насосно-компрессорных труб, объема перфорированного пласта.As a result of hydrodynamic studies (from the pressure drop curve), the filtration parameters of the reservoir and well (hydraulic conductivity, permeability, piezoconductivity), flow rates (injectivity), wellhead, reservoir and bottomhole pressures, productivity coefficients (injectivity), and reduced radius are determined. The required volume V 1 of the first spout is calculated, which consists of the volumes: the internal cavity of the tubing string from the mouth to the shoe, the volume of the production string from the bottom of the perforated formation to the shoe of the tubing string, the volume of the perforated formation.
Перед обработкой эксплуатируют скважину не менее 10 сут. с закачкой жидкости через скважину. При этом гарантируется насыщение призабойной зоны жидкостью. Обеспечивают максимальный условный проход обвязки скважины. Для этого демонтируют штуцирующие устройства и обратные клапаны, уменьшающие условный проход обвязки скважины. Прекращают эксплуатацию и останавливают закачку жидкости через скважину. Производят первый излив жидкости необходимого расчетного объема V1 из скважины в водовоз при максимальном расходе. Расход регулируют открытием регулирующей задвижки. После излива производят закачку жидкости через скважину при значении расхода не более 3-кратного первоначально замеренного значения приемистости скважины до стабилизации давления. После стабилизации давления закачку жидкости через скважину ведут с увеличением расхода до значения не более 4-кратного первоначально замеренного значения приемистости скважины до стабилизации давления. После этого закачку жидкости через скважину ведут с увеличением расхода поэтапно на каждом этапе до стабилизации давления закачки с шагом, равным первоначально замеренному значению приемистости скважины до максимального значения расхода (до полного открытия регулирующей задвижки). После стабилизации давления закачки на последнем этапе проводят излив жидкости из скважины при максимальном расходе в объеме, равном расчетному V2. Повторяют закачку и излив жидкости не менее 3 раз. Последний излив жидкости из скважины выполняют при максимальном расходе в объеме первого излива V1.Before treatment, the well is operated for at least 10 days. with fluid injection through the well. At the same time, the bottomhole zone is saturated with liquid. Provide the maximum conditional pass of the piping of the well. To do this, dismantle the connecting devices and check valves, reducing the conditional passage of the piping of the well. Stop operation and stop pumping fluid through the well. The first liquid is poured into the required calculated volume V 1 from the well into the water carrier at maximum flow rate. The flow rate is regulated by opening the control valve. After the spout, fluid is injected through the well at a flow rate of not more than 3 times the originally measured value of the well injectivity until the pressure stabilizes. After stabilization of the pressure, the fluid is pumped through the well with an increase in flow rate to a value of not more than 4 times the initially measured value of the well injectivity until the pressure stabilizes. After that, the fluid is pumped through the well with an increase in flow rate at each stage until stabilization of the injection pressure in increments equal to the initially measured value of the injectivity of the well to the maximum flow rate (until the control valve opens completely). After stabilization of the injection pressure at the last stage, the fluid is poured out of the well at the maximum flow rate in a volume equal to the calculated V 2 . Repeat the injection and pouring of the liquid at least 3 times. The last outflow of fluid from the well is performed at a maximum flow rate in the volume of the first outflow V 1 .
Пример конкретного выполненияConcrete example
Проводят обработку призабойной зоны нагнетательной скважины изливом. Определяют пригодность нагнетательной скважины для проведения данной обработки. При подборе скважин должно выполняться условие:Spend treatment of the bottom-hole zone of the injection well. Determine the suitability of the injection well for this treatment. When selecting wells, the condition must be met:
В формуле (1) tизл - общее время излива жидкости из скважины должно быть не более 5 час.In the formula (1) t rad - the total time of the outflow of fluid from the well should be no more than 5 hours.
Характеристики скважины и призабойной зоны следующие:The characteristics of the well and bottom hole are as follows:
kпр - коэффициент приемистости нагнетательной скважины, равен 1,31 м3/сут·МПа·10;k CR - injectivity coefficient of the injection well, equal to 1.31 m 3 / day · MPa · 10;
Рзаб - забойное давление на нагнетательной скважине, равно 262·МПа·10;P zab - bottomhole pressure at the injection well, equal to 262 · MPa · 10;
Рпл - пластовое давление на нагнетательной скважине, равно 207·МПа·10;P PL - reservoir pressure at the injection well, equal to 207 · MPa · 10;
Dнкт - внутренний диаметр колонны насосно-компрессорных труб, равен 0,062 м;D tubing - the inner diameter of the tubing string is equal to 0.062 m;
lнкт - длина колонны насосно-компрессорных труб, равна 1785 м;l tubing - the length of the tubing string is equal to 1785 m;
dэк - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, равен 0,128 м;d ek - the inner diameter of the production casing is 0.128 m;
Lx - расстояние от башмака колонны насосно-компрессорных труб до подошвы нижнего перфорированного пласта, равен 21,4 м;L x - the distance from the shoe of the string of tubing to the bottom of the lower perforated layer is 21.4 m;
Нпл - перфорированная мощность пласта, равна 2 м;N PL - perforated thickness of the reservoir, equal to 2 m;
R - радиус охвата перфорированного пласта изливом, равен 0,5 м;R is the radius of the perforated formation spout, equal to 0.5 m;
m - пористость пласта, равна 0,21 (доли ед.).m - the porosity of the reservoir is equal to 0.21 (fractions of units).
В формуле (2) V1, V2 - расчетные объемы изливаемой жидкости, м3.In the formula (2) V 1 , V 2 - the estimated volume of the poured liquid, m 3 .
V - общий объем изливаемой жидкости из скважины, м3, определяемый по формуле:V is the total volume of liquid poured from the well, m 3 , determined by the formula:
Общее время излива жидкости из скважины менее 5 час. Следовательно, скважина пригодна для обработки данным способом.The total time of liquid outflow from the well is less than 5 hours. Therefore, the well is suitable for processing in this way.
Начальная приемистость нагнетательной скважины составляла 63 м3/сут., текущая приемистость нагнетательной скважины составляет 13 м3/сут. Поставлена задача повысить приемистость нагнетательной скважины до начального уровня. Задачу решают следующим образом.The initial injection rate of the injection well was 63 m 3 / day. The current injection rate of the injection well was 13 m 3 / day. The task is to increase the injectivity of the injection well to the initial level. The problem is solved as follows.
Перед обработкой эксплуатируют скважину в течение 10 сут. с закачкой через скважину жидкости - воды в качестве рабочего агента при разработке нефтяной залежи. Обеспечивают максимальный условный проход обвязки скважины. Для этого демонтируют штуцирующие устройства и обратные клапаны, уменьшающие условный проход обвязки скважины. Останавливают закачку жидкости через скважину. Проводят первый излив жидкости из скважины до необходимого расчетного объема жидкости V1, равного 5,99 м3, при максимальном расходе, равном 72 м3/сут. Выполняют закачку воды через скважину при значении расхода не более 3-кратного первоначально замеренного значения приемистости скважины 25 м3/сут до стабилизации давления. После стабилизации давления закачку жидкости через скважину ведут с увеличением расхода до значения не более 4-кратного первоначально замеренного значения приемистости скважины 38 м3/сут. Дальнейшее увеличение расхода проводят в два этапа при стабилизации давления закачки с шагом, равным первоначально замеренному значению приемистости скважины 13 м3/сут, до полного открытия регулирующей задвижки на втором этапе. Проводят излив жидкости из скважины при максимальном расходе 72 м3/сут в объеме, равном расчетному V2=0,33 м3. Повторяют вышеописанную закачку и излив жидкости 3 раза. Последний излив жидкости из скважины выполняют при максимальном расходе в объеме первого излива V1=5,99 м3.Before treatment, the well is operated for 10 days. with the injection through the well of liquid - water as a working agent in the development of an oil reservoir. Provide the maximum conditional pass of the piping of the well. To do this, dismantle the connecting devices and check valves, reducing the conditional passage of the piping of the well. Stop pumping fluid through the well. The first outflow of fluid from the well is carried out to the required calculated fluid volume V 1 of 5.99 m 3 at a maximum flow rate of 72 m 3 / day. Water is pumped through the well at a flow rate of not more than 3 times the originally measured value of the well injectivity 25 m 3 / day until the pressure stabilizes. After pressure stabilization, fluid is pumped through the well with an increase in flow rate to a value of not more than 4 times the originally measured value of the well injectivity 38 m 3 / day. A further increase in flow rate is carried out in two stages with stabilization of the injection pressure in increments equal to the initially measured value of the injectivity of the well 13 m 3 / day, until the control valve opens in the second stage. Spill the fluid from the well at a maximum flow rate of 72 m 3 / day in a volume equal to the estimated V 2 = 0.33 m 3 . Repeat the above injection and pouring liquid 3 times. The last outflow of fluid from the well is performed at a maximum flow rate in the volume of the first outflow V 1 = 5.99 m 3 .
В результате обработки приемистость нагнетательной скважины была увеличена до 50 м3/сут., в то время как по известным способам удается достичь половинного эффекта от достигнутого.As a result of processing, the injectivity of the injection well was increased to 50 m 3 / day., While using known methods it is possible to achieve half the effect of the achieved.
Применение предложенного способа позволит повысить эффективность очистки призабойной зоны нагнетательной скважины.The application of the proposed method will improve the efficiency of cleaning the bottom-hole zone of the injection well.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2004135346/03A RU2278964C1 (en) | 2004-12-03 | 2004-12-03 | Method for production well bottom zone treatment by outflow |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2004135346/03A RU2278964C1 (en) | 2004-12-03 | 2004-12-03 | Method for production well bottom zone treatment by outflow |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2278964C1 true RU2278964C1 (en) | 2006-06-27 |
Family
ID=36714701
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2004135346/03A RU2278964C1 (en) | 2004-12-03 | 2004-12-03 | Method for production well bottom zone treatment by outflow |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2278964C1 (en) |
-
2004
- 2004-12-03 RU RU2004135346/03A patent/RU2278964C1/en active IP Right Revival
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2327027C2 (en) | Processing method of bottomhole zone | |
RU2737632C1 (en) | Pulsed hydraulic fracturing method | |
RU2266404C1 (en) | Well bore zone treatment method | |
RU2278964C1 (en) | Method for production well bottom zone treatment by outflow | |
RU2272902C1 (en) | Method and device for well bottom zone development and cleaning by impulse drainage | |
RU2675134C1 (en) | Impulsive hydraulic fracturing method | |
RU2296216C1 (en) | Well development method | |
RU2444620C1 (en) | Method for formation well bore zone treatment | |
RU2537430C1 (en) | Method of cleaning of near wellbore region of injection wells | |
RU2366808C1 (en) | Method of treatment of bottomhole zone of pressure well with flow out | |
RU2330953C1 (en) | Method of treatment of bottomhole zone of bed | |
RU2477799C1 (en) | Method for hydraulic treatment of coal bed | |
RU2817366C1 (en) | Method of well formation treatment by hydraulic pulse action | |
RU2601879C1 (en) | Method of cleaning bottom-hole formation zone of injection wells after hydraulic fracturing | |
RU2506421C1 (en) | Development method of bottom-hole zone | |
RU2376462C2 (en) | Method of oil well development with impulse water withdrawal regime | |
RU2183742C2 (en) | Method of formation producing zone treatment | |
RU43907U1 (en) | ADJUSTABLE HYDRAULIC BOILER | |
RU2213859C2 (en) | Device for stimulation and cleaning of bottomhole formation zone | |
RU2319828C1 (en) | Well killing liquid | |
RU2768311C1 (en) | Method of performing pulsed hydraulic fracturing | |
CN220354017U (en) | Variable displacement oil pump with displacement changing along with stratum liquid supply | |
RU2474674C1 (en) | Well cleaning method | |
RU2065948C1 (en) | Method and device for initiating inflow from stratum | |
RU2809475C1 (en) | Method for isolating bottom water cone of formations located at shallow depths |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20061204 |
|
NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20071127 |