RU2315858C1 - Method for bottomhole productive reservoir zone treatment - Google Patents
Method for bottomhole productive reservoir zone treatment Download PDFInfo
- Publication number
- RU2315858C1 RU2315858C1 RU2006121136/03A RU2006121136A RU2315858C1 RU 2315858 C1 RU2315858 C1 RU 2315858C1 RU 2006121136/03 A RU2006121136/03 A RU 2006121136/03A RU 2006121136 A RU2006121136 A RU 2006121136A RU 2315858 C1 RU2315858 C1 RU 2315858C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- cavitational
- reservoir
- generator
- working
- pipe string
- Prior art date
Links
Landscapes
- Jet Pumps And Other Pumps (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны продуктивного пласта добывающих и нагнетательных скважин.The invention relates to the oil industry and can be used in the treatment of the bottom-hole zone of the reservoir of producing and injection wells.
Известны кавитационные генераторы колебаний давления жидкости, работающие в режиме периодически срывной кавитации, представляющие собой трубки Вентури с входным соплом и диффузором (Пилипенко В.В. Кавитационные колебания. Киев: Наукова думка, 1989).Known are cavitation oscillators of fluid pressure oscillations operating in the periodically discontinuous cavitation mode, which are Venturi tubes with an inlet nozzle and a diffuser (Pilipenko V.V. Cavitation oscillations. Kiev: Naukova Dumka, 1989).
Известен способ обработки продуктивных пластов за счет подачи обрабатывающего агента насосом через размещенную в скважине колонну труб и кавитационный генератор, представленный трубкой Вентури, направленной по оси ствола скважины (Меламед Ю.А. Гидроимпульсная технология - большие возможности и широкий спектр применения. Разведка и охрана недр. - М.: Недра, 1993., 6, с.19. Патент РФ №2070286, МКИ Е21В 43/26, 97). Однако этот способ имеет серьезный недостаток при расположении продуктивных пластов на глубине тысяча и более метров реализовать эффективный процесс кавитации не представляется возможным из-за высокого статического давления.A known method of processing productive formations by supplying a processing agent with a pump through a pipe string and a cavitation generator represented by a venturi directed along the axis of the wellbore (Melamed Yu.A. Hydropulse technology - great opportunities and a wide range of applications. Exploration and protection of mineral resources . - M .: Nedra, 1993., 6, p. 19. RF patent No. 2070286, MKI E21B 43/26, 97). However, this method has a serious drawback when the productive formations are located at a depth of a thousand or more meters and it is not possible to realize an effective cavitation process due to the high static pressure.
Наиболее близким к предлагаемому техническому решению известен способ, где работа кавитационного генератора совмещена с работой глубинного струйного насоса (патент №2224883), который обеспечивает понижение давления на забое и тем самым создает условия для работы кавитационного генератора. Недостатком данного способа является то, что единственный диффузор кавитационного генератора направлен по оси ствола скважины. Поэтому энергия кавитационного поля, создаваемая генератором, лишь частично направлена на продуктивный пласт. Основная часть энергии распространяется вдоль ствола скважины и поглощается столбом жидкости. Кроме этого, генератор в процессе обработки находится на одном месте, следовательно, удаленные от генератора участки продуктивного пласта получают значительно меньшее воздействие, а при больших толщинах пласта и вовсе остаются без воздействия.Closest to the proposed technical solution, a method is known where the operation of a cavitation generator is combined with the operation of a deep jet pump (patent No. 2224883), which reduces the pressure on the bottom and thereby creates conditions for the operation of a cavitation generator. The disadvantage of this method is that the only diffuser of the cavitation generator is directed along the axis of the wellbore. Therefore, the energy of the cavitation field created by the generator is only partially directed to the reservoir. The bulk of the energy is distributed along the wellbore and is absorbed by a liquid column. In addition, the generator in the processing process is in one place, therefore, sections of the productive formation that are remote from the generator receive significantly less impact, and with large thicknesses of the formation they remain completely unaffected.
Техническая задача. Повышение продуктивности скважины за счет увеличения мощности кавитационного поля, направления энергии кавитационного поля непосредственно на продуктивный пласт при одновременной защите эксплуатационной колонны от разрушения и воздействия кавитационным полем на продуктивный пласт в состоянии депрессии.The technical problem. Increasing well productivity by increasing the power of the cavitation field, directing the energy of the cavitation field directly to the reservoir while protecting the production string from destruction and exposure of the cavitation field to the reservoir in a state of depression.
Предлагаемое техническое решение направлено на повышение эффективности обработки продуктивного пласта по всей его толщине за счет того, что осуществляют промывку забоя, закачку и продавку в пласт углеводородного растворителя, при этом башмак колонны труб оборудуют интегральным кавитационным генератором, количество рабочих диффузоров которого составляет от двух до четырех пар, расположенных перпендикулярно к оси ствола скважины и направленных попарно по касательной, под углом 30-60° к стенке ствола скважины, а закачку рабочего агента осуществляют при депрессии, в режиме срывной кавитации и одновременном возвратно-поступательном перемещении кавитационного генератора в интервале перфорированной толщины пласта.The proposed technical solution is aimed at increasing the efficiency of processing the productive formation throughout its thickness due to the fact that the face is washed, the hydrocarbon solvent is pumped and pumped into the formation, while the shoe of the pipe string is equipped with an integral cavitation generator, the number of working diffusers of which is from two to four pairs perpendicular to the axis of the wellbore and directed tangentially in pairs, at an angle of 30-60 ° to the wall of the wellbore, and the injection of the working agent uschestvlyayut depression, disruptive cavitation mode and simultaneous reciprocation in a cavitation generator perforated reservoir interval thickness.
Способ осуществляют следующим образом: промывку забоя скважины от грязи осуществляют водным раствором МЛ-81, или МЛ-81Б, или ФЛЭК-ДГ-002. После этого в скважину закачивают и продавливают в пласт расчетное количество углеводородного растворителя (миапром, дистиллят, толуол, гексановая фракция и др.). Поднимают башмак колонны труб до середины ствола скважины и с помощью сваба снижают уровень жидкости в стволе скважины до значения, соответствующего забойному давлению. Поднимают колонну труб, оборудуют башмак колонны интегральным кавитационным генератором, спускают его в скважину и устанавливают в интервал подошвы продуктивного пласта. На устье колонну труб обвязывают с насосным агрегатом с помощью высоконапорного шланга или любым другим способом, обеспечивающим перемещение колонны труб вверх и вниз в процессе закачки рабочего агента, и подвешивают на крюке подъемной установки. Насосный агрегат закачивает рабочий агент (вода, водный раствор ПАВ) в колонну труб на режиме, обеспечивающем процесс срывной кавитации в генераторе. В это время подъемник медленно перемещает колонну труб с генератором от подошвы пласта до кровли, а затем также медленно опускает от кровли до подошвы и т.д. Если толщина продуктивного пласта больше высоты подъема установки, то обработку производят частями. Время воздействия должно быть не менее одного часа на каждый метр толщины продуктивного пласта.The method is as follows: washing the bottom of the well from dirt is carried out with an aqueous solution of ML-81, or ML-81B, or FLEK-DG-002. After that, the calculated amount of hydrocarbon solvent (miaprom, distillate, toluene, hexane fraction, etc.) is pumped into the well and forced into the formation. The shoe of the pipe string is raised to the middle of the wellbore and with the help of a swab, the liquid level in the wellbore is reduced to a value corresponding to the bottomhole pressure. They raise the pipe string, equip the shoe of the column with an integrated cavitation generator, lower it into the well and set it in the interval of the sole of the reservoir. At the mouth, the pipe string is tied to the pump unit using a high-pressure hose or in any other way that moves the pipe string up and down in the process of pumping the working agent, and is suspended on the hook of the lifting unit. A pumping unit pumps a working agent (water, an aqueous surfactant solution) into a pipe string in a mode that provides a shear cavitation process in the generator. At this time, the lift slowly moves the pipe string with the generator from the bottom of the formation to the roof, and then also slowly lowers from the roof to the bottom, etc. If the thickness of the reservoir is greater than the height of the installation, the processing is carried out in parts. The exposure time should be at least one hour for each meter of the thickness of the reservoir.
Пример конкретного выполнения.An example of a specific implementation.
Испытания способа были произведены на скважине №7403 Сармановской площади НГДУ «Джалильнефть», ОАО Татнефть.Tests of the method were performed at well No. 7403 of the Sarmanovskaya area of NGDU Jalilneft, OAO Tatneft.
Геолого-техническая характеристика скважины:Geological and technical characteristics of the well:
Выполнение технологииTechnology execution
1. Спустили колонну НКТ в скважину до искусственного забоя (1791 м).1. We lowered the tubing string into the well before artificial slaughter (1791 m).
2. Водным раствором МЛ-81 0,2% концентрации промыли забой и ствол скважины.2. An aqueous solution of ML-81 0.2% concentration washed the bottom and the wellbore.
3. В колонну НКТ закачали и продавили в пласт 4 м3 углеводородного растворителя.3. 4 m 3 hydrocarbon solvent were pumped into the tubing string and pushed into the formation.
4. Подняли башмак колонны НКТ в интервал 1100 м и произвели свабирование (снижение уровня жидкости в скважине) до 1000 м.4. The shoe of the tubing string was lifted to an interval of 1100 m and swabbed (reduced liquid level in the well) to 1000 m.
5. Подняли колонну НКТ и оборудовали башмак колонны интегральным кавитационным генератором с тремя парами диффузоров, направленных по касательной к стенкам ствола скважины, под углом 45°.5. The tubing string was raised and the shoe of the column was equipped with an integrated cavitation generator with three pairs of diffusers tangential to the walls of the wellbore at an angle of 45 °.
6. Спустили колонну НКТ в скважину и установили генератор в интервал 1756 м.6. The tubing string was lowered into the well and the generator was installed in the interval of 1756 m.
7. На устье колонну НКТ обвязали с насосным агрегатом АН-700 с помощью высоконапорного шланга с запасом длины 7 м.7. At the mouth, the tubing string was tied to the AN-700 pump unit using a high-pressure hose with a margin of 7 m.
8. Всасывающий шланг насосного агрегата оборудовали фильтром и опустили в емкость с рабочим агентом (водный раствор МЛ-81. Концентрация МЛ-81 в воде 0,01%).8. The suction hose of the pump unit was equipped with a filter and lowered into a container with a working agent (ML-81 aqueous solution. ML-81 concentration in water 0.01%).
9. Включили насосный агрегат в работу и начали закачку рабочего агента при давлении 22 МПа (расчетный режим работы генератора для данной глубины скважины). Одновременно с помощью подъемной установки начали медленно перемещать генератор к кровле пласта. Достигнув кровли, интервал 1751 м, остановили подъем и начали медленный спуск генератора к подошве пласта. В таком режиме работа продолжалась в течение шести часов. После завершения операции воздействия на пласт колонну труб подняли, демонтировали генератор, промыли скважину нефтью, спустили насосное оборудование и пустили скважину в работу. Через десять дней работы скважины выполнили гидродинамические исследования и установили:9. We turned on the pump unit and started pumping the working agent at a pressure of 22 MPa (design mode of the generator for a given well depth). At the same time, using a lifting installation, they began to slowly move the generator to the formation roof. Having reached the roof, an interval of 1751 m, they stopped the rise and began a slow descent of the generator to the bottom of the formation. In this mode, the work lasted for six hours. After completion of the stimulation operation, the pipe string was lifted, the generator was dismantled, the well was washed with oil, the pumping equipment was lowered and the well was put into operation. Ten days later, the wells performed hydrodynamic studies and established:
Таким образом, в результате кавитационного воздействия на продуктивный пласт скважины №7403 дебит нефти увеличился в два раза и составил 6 т/сут.Thus, as a result of cavitation effects on the productive formation of well No. 7403, the oil production rate doubled and amounted to 6 tons / day.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2006121136/03A RU2315858C1 (en) | 2006-06-14 | 2006-06-14 | Method for bottomhole productive reservoir zone treatment |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2006121136/03A RU2315858C1 (en) | 2006-06-14 | 2006-06-14 | Method for bottomhole productive reservoir zone treatment |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2315858C1 true RU2315858C1 (en) | 2008-01-27 |
Family
ID=39110026
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2006121136/03A RU2315858C1 (en) | 2006-06-14 | 2006-06-14 | Method for bottomhole productive reservoir zone treatment |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2315858C1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2686936C1 (en) * | 2018-04-09 | 2019-05-07 | Анатолий Георгиевич Малюга | Device for increasing oil recovery of well formations |
-
2006
- 2006-06-14 RU RU2006121136/03A patent/RU2315858C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2686936C1 (en) * | 2018-04-09 | 2019-05-07 | Анатолий Георгиевич Малюга | Device for increasing oil recovery of well formations |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2343275C2 (en) | Method of intensification of natural gas extraction from coal beds | |
RU2460876C1 (en) | Method for performing pulse hydraulic fracturing of carbonate formation | |
US7882895B2 (en) | Method for impulse stimulation of oil and gas well production | |
CN103590801A (en) | Coal bed methane horizontal well nitrogen foam fracturing mining technology | |
RU2078200C1 (en) | Method for development of oil formation | |
RU2512216C1 (en) | Treatment method of bottomhole zone | |
RU2490442C1 (en) | Method for well completion | |
RU2600249C1 (en) | Method and device of impact on oil-saturated formations and bottomhole zone of horizontal well | |
RU2273772C1 (en) | Method of operation of oil-well jet plant at hydraulic fracturing of formation | |
RU2275495C1 (en) | Method and device for reagent and impulse well and productive bed treatment | |
CN105089562A (en) | Preheating variable-frequency injection unblocking process system for water injection well | |
RU2315858C1 (en) | Method for bottomhole productive reservoir zone treatment | |
RU2376453C2 (en) | Method of chemical reagent impulsive implosion bottom hole treatment, equipment for its execution | |
RU2258803C1 (en) | Production bed treatment method | |
RU73030U1 (en) | DEVICE FOR HYDRODYNAMIC IMPACT ON THE BOTTOM ZONE | |
RU2566343C1 (en) | Method for pulse-wave treatment of productive formation, and device for its implementation | |
RU2495231C1 (en) | Flushing method for wells with lost-circulation formation | |
RU2680158C1 (en) | Method of formation geomechanical impact | |
RU2483200C1 (en) | Method of hydrodynamic action on bottom-hole formation zone | |
RU2296215C1 (en) | Method for well bottom zone treatment | |
RU2491418C1 (en) | Method to develop multizone oil reservoir | |
RU2734892C1 (en) | Method for hydraulic fracturing of a formation | |
RU2278996C1 (en) | Jet well pumping unit | |
RU2157886C1 (en) | Plant for hydrodynamic stimulation of formation | |
RU2265716C1 (en) | Injection well operation optimization method |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130615 |