RU2324048C2 - Method of development of carbon pool and devices for its realisation - Google Patents
Method of development of carbon pool and devices for its realisation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2324048C2 RU2324048C2 RU2006117850/03A RU2006117850A RU2324048C2 RU 2324048 C2 RU2324048 C2 RU 2324048C2 RU 2006117850/03 A RU2006117850/03 A RU 2006117850/03A RU 2006117850 A RU2006117850 A RU 2006117850A RU 2324048 C2 RU2324048 C2 RU 2324048C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- stimulating agent
- pipe
- flange
- reservoir
- hole
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Область техникиTechnical field
Изобретение относится к области разработки нефтяных и газоконденсатных скважин.The invention relates to the field of development of oil and gas condensate wells.
Уровень техникиState of the art
Проблема, с которой приходится сталкиваться в процессе разработки месторождения углеводородов в призабойной зоне эксплуатационных скважин, заключается в том, что неизбежно образуется воронка депрессии давления, обусловленная фильтрационным сопротивлением породы - коллектора нефти и газа. При эксплуатации первоначально однофазной нефтяной залежи в результате прогрессирующего падения давления текущее пластовое давление снижается до начального давления насыщения пластовой нефти (Ps) и начинается ее дегазация еще при подходе к забою эксплуатационных скважин. Из-за нарушения исходного состава и термодинамического равновесия происходит выпадение из пластовой нефти твердого парафина, загрязненного темными асфальтосмолистыми веществами, что неизбежно приводит к снижению продуктивности скважин. С другой стороны, снижение давления в насыщенной газоконденсатной системе, движущейся к эксплуатационным скважинам, приводит к выпадению углеводородного конденсата в пористой среде прискважинной зоны коллектора, возникновению двухфазного течения газоконденсатной смеси и резкому сокращению продуктивности скважин, особенно при низкой проницаемости коллектора.The problem that we have to face in the process of developing a hydrocarbon field in the near-wellbore zone of production wells is that a pressure depression funnel is inevitably formed due to the filtration resistance of the rock, the oil and gas reservoir. During the operation of the initially single-phase oil reservoir as a result of a progressive pressure drop, the current reservoir pressure decreases to the initial saturation pressure of the reservoir oil (Ps) and its degassing begins even when approaching the bottom hole of production wells. Due to the violation of the initial composition and thermodynamic equilibrium, solid paraffin contaminated from the oil is contaminated with dark asphalt-resinous substances, which inevitably leads to a decrease in well productivity. On the other hand, a decrease in pressure in a saturated gas-condensate system moving to production wells leads to the precipitation of hydrocarbon condensate in the porous medium of the near-wellbore zone of the reservoir, the appearance of a two-phase flow of the gas-condensate mixture, and a sharp decrease in well productivity, especially at low reservoir permeability.
Известные способы эксплуатации нефтяных и газоконденсатных месторождений заключаются в том, что бурят эксплуатационные и нагнетательные скважины, перфорируют их на уровне продуктивного пласта, осваивают эксплуатационные скважины путем проведения комплекса работ по вызову притока пластового флюида, исследуют их на продуктивность через колонну насосно-компрессорных труб и после изоляции межтрубного пространства от воздействия агрессивных компонентов добывают углеводородную смесь, применяя различные методы воздействия на пласт через нагнетательные скважины, например, закачку вытесняющих агентов с целью продвижения пластовой углеводородной смеси через поровое пространство горных пород - коллекторов нефти и газа к эксплуатационным скважинам и поддержания при этом пластового давления выше давления насыщения нефти или начала конденсации газоконденсатной системы (см. Карнаухов М.А., Рязанцев Н.Ф. Справочник по испытанию скважин. - М.: Недра, 1984. - 268 с. и Инструкцию по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. / Под ред. Г.А.Зотова, З.С.Алиева. - М.: Недра, 1980. - 301 с.). Однако это условие поддержания текущего пластового давления выше давления однофазного состояния пластовой углеводородной системы на поздней стадии эксплуатации месторождения практически неосуществимо по технико-экономическим причинам, и дальнейшая эксплуатация, например, газоконденсатного месторождения в режиме истощения приводит к скоплению конденсата на забое и в призабойной зоне добывающих скважин вплоть до их отключения, когда дебит газа становится ниже минимально допустимого для устойчивого выноса жидкости (см. Перепеличенко В.Ф. и др. Повышение компонентоотдачи нефтегазоконденсатных месторождений. Обзорная инф. / ВНИИЭгазпрома, сер.: Важнейшие научно-техн. проблемы газовой пром-сти, 1986, № 6, 48 с. и Желтовский В.И. (ВНИИГАЗ). Влияние закачки газа на фазовые превращения пластовой системы Карачаганакского месторождения. Методы интенсификации добычи газа).Known methods for the exploitation of oil and gas condensate fields are that they drill production and injection wells, perforate them at the level of the productive formation, develop production wells by conducting a series of works to stimulate the flow of formation fluid, and examine them for productivity through the tubing string and after isolation of the annulus from the effects of aggressive components produce a hydrocarbon mixture using various methods of stimulating the reservoir without injection wells, for example, injection of displacing agents in order to move the reservoir hydrocarbon mixture through the pore space of rocks - oil and gas reservoirs to production wells and maintain the reservoir pressure above the saturation pressure of the oil or the start of condensation of the gas condensate system (see Karnaukhov M.A. ., Ryazantsev NF Reference book for testing wells. - M .: Nedra, 1984. - 268 pp. And Instruction for a comprehensive study of gas and gas condensate reservoirs and wells. / Ed. G.A.Zotova, Z.S. Aliyev. - M .: Nedra, 1980 .-- 301 p.). However, this condition of maintaining the current reservoir pressure above the pressure of the single-phase state of the reservoir hydrocarbon system at the late stage of field operation is practically impracticable for technical and economic reasons, and further exploitation of, for example, a gas condensate field in the depletion mode leads to accumulation of condensate at the bottom and in the bottom-hole zone of production wells up to their shutdown, when the gas flow rate falls below the minimum acceptable for stable fluid removal (see Re-change about V.F. et al. Increasing the component yield of oil and gas condensate fields. Review inf. / VNIIEgazprom, ser .: The most important scientific and technical problems of the gas industry, 1986, No. 6, 48 pp. and Zheltovsky VI (VNIIGAZ) The effect of gas injection on the phase transformations of the reservoir system of the Karachaganak field. Methods of intensification of gas production).
Известен способ эксплуатации газоконденсатного месторождения по патенту РФ № 2245997, включающий исследование скважины на газоконденсатность и периодическую очистку призабойной зоны скважины от выпадающего углеводородного конденсата путем закачки в пласт растворителя углеводородного конденсата, выдержки скважины на период растворения конденсата и последующего удаления полученного раствора из призабойной зоны при пуске скважины, отличающийся тем, что в качестве растворителя углеводородного конденсата используют бинарную смесь с неограниченной взаимной растворимостью компонентов, в которой по меньшей мере один из них обладает неограниченной взаимной растворимостью и с углеводородным конденсатом, причем в качестве такой бинарной смеси используют, например, смесь ацетона и метанола.A known method of operating a gas condensate field according to the patent of the Russian Federation No. 2245997, including the study of the gas condensate well and periodic cleaning of the bottom-hole zone of the well from the precipitated hydrocarbon condensate by injecting hydrocarbon condensate into the formation, holding the well for the period of condensate dissolution and subsequent removal of the resulting solution from the bottom-hole zone during start-up wells, characterized in that a binary mixture with non Neighboring mutual solubility of the components, wherein at least one of them has unlimited and mutual solubility with a hydrocarbon condensate, and as such a binary mixture is used, e.g., a mixture of acetone and methanol.
Однако указанный способ характеризуется недостаточной продолжительностью положительного эффекта, получаемого при периодическом удалении выпавшего конденсата из призабойной зоны пласта путем остановки скважины, закачки в пласт растворителя конденсата, выдержки скважины и последующего ее пуска в работу.However, this method is characterized by an insufficient duration of the positive effect obtained by periodically removing the precipitated condensate from the bottomhole formation zone by stopping the well, injecting condensate into the formation, holding the well and then putting it into operation.
Наиболее близким аналогом заявляемого способа является способ, описанный в патенте США 3978926, который включает бурение скважины и вскрытие продуктивного пласта, установку в скважине эксплуатационной колонны, насосно-компрессорных труб, пакера, изолирующего межтрубное пространство от воздействия агрессивных компонентов, и хвостовика и непрерывную закачку стимулирующего агента через межтрубное пространство, при этом стимулирующим агентом очищают внутрискважинное оборудование и обрабатывают прискважинную зону продуктивного пласта. Недостатком этого известного способа является то, что закачка стимулирующего агента в продуктивный пласт осуществляется над паркером, что не позволяет вести добычу нефти из всего продуктивного пласта, а только под паркером.The closest analogue of the proposed method is the method described in US patent 3978926, which includes drilling a well and opening a producing formation, installing a production string in the well, tubing, a packer that isolates the annulus from the effects of aggressive components, and a liner and continuous injection of stimulating agent through the annulus, while stimulating agent clean the downhole equipment and process the borehole zone of the reservoir. The disadvantage of this known method is that the injection of the stimulating agent into the reservoir is carried out above the parker, which does not allow oil production from the entire reservoir, but only under the parker.
Известно устройство для непрерывной закачки в пласт стимулирующего агента, описанное в международной заявке PCT/US2004/024947 (см. фиг.8). Это известное устройство включает трубу с перфорацией, через которую стимулирующий агент подается в зону его закачки в пласт, и перегородки, изолирующие зону закачки стимулирующего агента в пласт. Недостатком этого известного устройства является то, что перегородки, изолирующие зону закачки стимулирующего агента в пласт, не обеспечивают плотного прилегания перегородок к стенке эксплуатационной колонны или открытого ствола скважины.A device for continuous injection into the reservoir of a stimulating agent is described, described in international application PCT / US2004 / 024947 (see Fig. 8). This known device includes a pipe with perforation through which the stimulating agent is fed into the injection zone into the formation, and partitions isolating the injection zone of the stimulating agent into the formation. The disadvantage of this known device is that the partitions isolating the injection zone of the stimulating agent into the formation do not provide a snug fit between the partitions and the wall of the production string or open hole.
Раскрытие изобретенияDisclosure of invention
Целью настоящего изобретения является повышение производительности нефтяных и газовых скважин, а также коэффициента извлечения углеводородов из залежи.The aim of the present invention is to increase the productivity of oil and gas wells, as well as the coefficient of hydrocarbon recovery from the reservoir.
Технический результат, достигаемый в заявленном способе разработки углеводородной залежи, заключается в обеспечении притока добываемых углеводородов в скважину вдоль всей прискважинной зоны продуктивного пласта при непрерывной очистке забоя скважины и внутрискважинного оборудования от отложений парафина, асфальтосмолистых веществ и газовых гидратов, а прискважинной зоны всего продуктивного пласта - от выпадающего при снижении давления углеводородного конденсата посредством их направленной обработки соответствующим стимулирующим агентом, например, селективным растворителем твердого парафина или выпавшего конденсата с добавкой ингибитора гидратообразования. Другими словами говоря, технический результат заключается в обработке стимулирующим агентом всей работающей зоны скважины за счет размещения узких зон закачки в пласт стимулирующего агента в промежутках между широкими интервалами притока углеводородов в вертикальный или горизонтальный ствол, тем самым обеспечивается экстрагирование практически всего продуктивного пласта, как в огромном экстракционном аппарате Сокслета, что дополнительно повышает производительность скважин, а также коэффициент извлечения углеводородов из залежи.The technical result achieved in the claimed method of developing a hydrocarbon deposit is to ensure the flow of produced hydrocarbons into the well along the entire borehole zone of the reservoir while continuously cleaning the bottom of the borehole and downhole equipment from deposits of paraffin, asphalt resinous substances and gas hydrates, and the borehole zone of the entire reservoir from hydrocarbon condensate falling out when the pressure is reduced by means of their directed treatment with appropriate stimulating m agent, for example, solid paraffin selective solvent or with the addition of the precipitated condensate hydrate inhibitor. In other words, the technical result is that the stimulating agent treats the entire working zone of the well by placing narrow zones of injection of the stimulating agent into the formation between wide intervals of hydrocarbon inflow into a vertical or horizontal wellbore, thereby extracting almost the entire productive formation, as in a huge Soxhlet extraction apparatus, which further increases the productivity of the wells, as well as the coefficient of hydrocarbon recovery from the reservoir.
Технический результат, достигаемый в заявленном инверторе встречных коаксиальных потоков добываемых из залежи углеводородов и закачиваемого с дневной поверхности стимулирующего агента, заключается в направлении потока стимулирующего агента по хвостовику и его доставку в зону продуктивного пласта. Кроме того, при этом изолируется межтрубное пространство скважины от воздействия агрессивных компонентов в соответствии с правилами эксплуатации скважин и обеспечивается добыча углеводородов при непрерывной очистке внутрискважинного оборудования от отложений парафина, асфальтосмолистых веществ и газовых гидратов.The technical result achieved in the inventive inverter counter-coaxial flows produced from a hydrocarbon reservoir and injected from the surface of the stimulating agent, is to direct the flow of the stimulating agent along the liner and its delivery to the zone of the reservoir. In addition, the annulus of the well is isolated from the effects of aggressive components in accordance with the rules of the operation of the wells and hydrocarbon production is ensured while continuously cleaning the downhole equipment from deposits of paraffin, asphalt-resinous substances and gas hydrates.
Технический результат, достигаемый в заявленном устройстве для непрерывной закачки в пласт стимулирующего агента, заключается в изоляции в скважине зоны закачки в пласт стимулирующего агента.The technical result achieved in the claimed device for continuous injection into the reservoir of a stimulating agent is to isolate in the well the injection zone into the reservoir of a stimulating agent.
Указанный технический результат достигается в способе разработки углеводородной залежи, включающем бурение скважины и вскрытие продуктивного пласта вертикальным или горизонтальным стволом, установку в скважине эксплуатационной колонны, насосно-компрессорных труб, пакера, изолирующего межтрубное пространство от воздействия агрессивных компонентов, и хвостовика и непрерывную закачку стимулирующего агента через межтрубное пространство, при этом стимулирующим агентом очищают внутрискважинное оборудование и обрабатывают прискважинную зону продуктивного пласта, пакер устанавливают у кровли продуктивного пласта, инвертируют встречные коаксиальные потоки закачиваемого с дневной поверхности стимулирующего агента и добываемых углеводородов, содержащих агрессивные компоненты, и закачивают стимулирующий агент через хвостовик в прискважинную зону продуктивного пласта в промежутках притока углеводородов в скважину.The specified technical result is achieved in a method for developing a hydrocarbon deposit, including drilling a well and opening a reservoir with a vertical or horizontal wellbore, installing a production string in the well, tubing, a packer that isolates the annulus from the effects of aggressive components, and a liner and continuous injection of a stimulating agent through the annulus, while stimulating agent clean the downhole equipment and process the wells the reservoir zone, the packer is installed at the top of the reservoir, invert the oncoming coaxial flows of the stimulating agent injected from the day surface and produced hydrocarbons containing aggressive components, and the stimulating agent is pumped through the liner into the borehole zone of the reservoir in the intervals of hydrocarbon inflow into the well.
Инвертировать встречные коаксиальные потоки закачиваемого с дневной поверхности стимулирующего агента и добываемых углеводородов можно в пакере.Invert counter coaxial flows of the stimulating agent and produced hydrocarbons injected from the day surface into the packer.
Указанный технический результат достигается в инверторе встречных коаксиальных потоков добываемых из залежи углеводородов и закачиваемого с дневной поверхности стимулирующего агента, включающем верхнюю трубу для добываемых углеводородов с фланцем, выполненным с отверстием для стимулирующего агента, нижнюю трубу для стимулирующего агента с фланцем, выполненным с отверстием для добываемых углеводородов и с патрубком, охватывающим нижнюю трубу над ее фланцем и выполненным с направляющими для фланца верхней трубы, снабженными ограничителями перемещения фланца верхней трубы вдоль них, и охватывающий патрубок фланца нижней трубы эластичный пояс, установленный с возможностью расширения при его сжатии фланцами верхней и нижней трубы, при этом нижняя труба входит в верхнюю с возможностью скольжения вдоль нее, разделена перегородкой и выполнена с отверстиями в стенке, расположенными над ее фланцем, выше и ниже разделяющей ее перегородки, а патрубок выполнен с перегородкой, разделяющей поток стимулирующего агента, проходящий через отверстие во фланце верхней трубы в отверстие в стенке нижней трубы, расположенное ниже ее перегородки, и поток углеводородов, проходящий через отверстие во фланце нижней трубы в отверстие в стенке нижней трубы, расположенное над ее перегородкой.The specified technical result is achieved in the inverter of the oncoming coaxial flows of hydrocarbons extracted from the reservoir and the stimulating agent injected from the day surface, including an upper pipe for produced hydrocarbons with a flange made with a hole for a stimulating agent, a lower pipe for a stimulating agent with a flange made with a hole for produced hydrocarbons and with a pipe covering the lower pipe above its flange and made with guides for the flange of the upper pipe, provided with moving the upper pipe flange along them, and an elastic belt covering the pipe flange of the lower pipe, installed with the possibility of expansion when it is compressed by the flanges of the upper and lower pipes, while the lower pipe enters the upper one with the possibility of sliding along it, is divided by a partition and made with holes in a wall located above its flange, above and below the partition separating it, and the pipe is made with a partition separating the flow of stimulating agent passing through the hole in the flange of the upper pipe into the hole the hole in the wall of the lower pipe located below its partition, and the flow of hydrocarbons passing through the hole in the flange of the lower pipe into the hole in the wall of the lower pipe located above its partition.
Верхняя труба может быть выполнена с резьбой для соединения с колонной насосно-компрессорных труб, а нижняя труба может быть выполнена с резьбой для соединения с хвостовиком.The upper pipe may be threaded to connect to the tubing string, and the lower pipe may be threaded to connect to the shank.
Направляющие для фланца верхней трубы могут быть выполнены у своего окончания с резьбой, а ограничители могут быть выполнены в виде гаек.The guides for the flange of the upper pipe can be made at their end with a thread, and the stops can be made in the form of nuts.
Указанный технический результат достигается в устройстве для непрерывной закачки в пласт стимулирующего агента, включающем трубу с перфорацией, через которую стимулирующий агент подается в зону его закачки в пласт, перегородки, изолирующие зону закачки стимулирующего агента в пласт, и трубу для перепускания добываемых углеводородов через зону закачки стимулирующего агента и перегородки ее изолирующие, каждая из перегородок, изолирующих зону закачки стимулирующего агента, выполнена в виде двух фланцев трубы для стимулирующего агента и закрепленного на них эластичного пояса, образующих полость, примыкающую с внешней стороны к стенке эксплуатационной колонны или открытого ствола скважины, а труба для стимулирующего агента выполнена с отверстием в стенке между фланцами перегородки для заполнения стимулирующим агентом полости в перегородке.The specified technical result is achieved in a device for continuously injecting a stimulating agent into the formation, including a perforated pipe through which the stimulating agent is fed into the injection zone into the formation, partitions isolating the stimulating agent injection zone into the formation, and a pipe for passing the produced hydrocarbons through the injection zone of the stimulating agent and its isolating partitions, each of the partitions isolating the stimulating agent injection zone is made in the form of two pipe flanges for the stimulating agent and an elastic belt fixed to them, forming a cavity adjacent from the outside to the wall of the production string or open hole, and the pipe for the stimulating agent is made with an opening in the wall between the flanges of the partition to fill the cavity in the partition with the stimulating agent.
Отверстия в трубе, через которую стимулирующий агент подается в зону его закачки в пласт, могут быть снабжены регулируемыми клапанами, обеспечивающими в зоне закачки в пласт давление стимулирующего агента ниже его давления в полостях перегородок, изолирующих эту зону закачки.The holes in the pipe through which the stimulating agent is supplied to the injection zone into the formation can be equipped with adjustable valves that provide the pressure of the stimulating agent in the injection zone into the formation below its pressure in the cavities of the partitions that isolate this injection zone.
Устройство может включать несколько труб для перепускания добываемых углеводородов через зону закачки стимулирующего агента и перегородки ее изолирующие.The device may include several pipes for passing the produced hydrocarbons through the injection zone of the stimulating agent and its isolating partitions.
Краткое описание чертежейBrief Description of the Drawings
На фиг.1 показано осуществление заявленного способа.Figure 1 shows the implementation of the claimed method.
На фиг.2 представлен заявленный инвертор.Figure 2 presents the claimed inverter.
На фиг.3 представлено заявленное устройство для непрерывной закачки в пласт стимулирующего агента.Figure 3 presents the claimed device for continuous injection into the reservoir of a stimulating agent.
Осуществление изобретенияThe implementation of the invention
Фиг.1 иллюстрирует реализацию заявленного способа, предусматривающую последовательное соединение в скважине трех устройств для закачки в пласт стимулирующего агента, расположенных под инвертором встречных коаксиальных потоков, установленным у кровли продуктивного пласта. При этом обеспечивается выход закачиваемого селективного растворителя через перфорационные отверстия эксплуатационной колонны или открытый ствол в прискважинную зону газонефтяного коллектора в трех узких светлых зонах и приток в скважину разжиженной растворителем первоначально вязкой пластовой нефти или газоконденсатной смеси с растворенным в нем ранее выпавшим тяжелым углеводородным конденсатом в трех широких интервалах. Существует и возможность круговой циркуляции светлых углеводородов С5+, отсепарированных из попутного газа, для интенсификации притока в скважину трудно извлекаемой тяжелой и вязкой нефти, что резко удешевит процесс.Figure 1 illustrates the implementation of the claimed method, providing for the serial connection in the well of three devices for injection into the reservoir of a stimulating agent located under an inverter of oncoming coaxial flows installed at the roof of the reservoir. This ensures that the injected selective solvent is released through the perforations of the production string or open hole into the near-well zone of the gas-oil reservoir in three narrow bright zones and the inflow into the well of the solvent-diluted initially viscous reservoir oil or gas-condensate mixture with previously dissolved heavy hydrocarbon condensate dissolved in it in three wide intervals. There is also the possibility of a circular circulation of C 5+ light hydrocarbons, separated from the associated gas, to intensify the inflow into the well of difficult to extract heavy and viscous oil, which will greatly reduce the cost of the process.
Согласно заявленному способу для разработки углеводородной залежи бурят и обустраивают скважину, перфорируют эксплуатационную колонну в интервале продуктивного пласта, шлифуют ее внутренние стенки для удаления задиров, образовавшихся после перфорации, исследуют скважину на продуктивность через колонну насосно-компрессорных труб. Затем, с целью непрерывной очистки в процессе добычи углеводородов забоя скважины и внутрискважинного оборудования от отложений парафина, асфальтосмолистых веществ и газовых гидратов, а прискважинной зоны продуктивного пласта от выпадающего при снижении давления углеводородного конденсата путем их направленной обработки соответствующим стимулирующим агентом, в интервал газонефтяного коллектора спускают на заглушенном с конца хвостовике гирлянду, состоящую из расчетного количества предлагаемых устройств для закачки в пласт стимулирующего агента с учетом толщины продуктивного пласта. При этом за счет рациональной компоновки устройств обеспечивают выход закачиваемого растворителя через перфорационные отверстия эксплуатационной колонны или открытый ствол в прискважинную зону коллектора в узких интервалах, а приток в скважину разжиженной растворителем пластовой нефти или газоконденсатной смеси с растворенным в нем ранее выпавшим тяжелым конденсатом в широких интервалах. Затем на насосно-компрессорных трубах (НКТ) спускают до кровли продуктивного пласта и устанавливают инвертор потоков для изоляции вышерасположенного межтрубного пространства от воздействия агрессивных компонентов добываемых углеводородов в процессе непрерывного встречного коаксиального течения закачиваемого растворителя. После надежного уплотнения инвертора потоков за счет расплющивания его массивного эластичного пояса под давлением НКТ (что обеспечивается при условии спуска хвостовика до забоя скважины) сначала путем только закачки растворителя при остановленной добыче создают глубоко обработанную зону пласта, а после этого осуществляют одновременную с закачкой интенсивную добычу углеводородов.According to the claimed method for developing a hydrocarbon deposit, a well is drilled and equiped, the production string is perforated in the interval of the productive formation, its internal walls are polished to remove scuffs formed after perforation, and the well is examined for productivity through the tubing string. Then, in order to continuously clean the bottom of the well and downhole equipment from hydrocarbon production from paraffin deposits, asphalt-resinous substances and gas hydrates, and the near-wellbore zone of the reservoir from the hydrocarbon condensate falling out when the pressure is reduced by directed treatment with an appropriate stimulating agent, they lower the oil-gas reservoir into the interval a garland from the end of the shank that is plugged from the end, consisting of the estimated number of proposed devices for stimulus injection iruyuschego agent with the productive stratum thickness. At the same time, due to the rational arrangement of the devices, the injected solvent is released through the perforation openings of the production string or the open hole into the near-well zone of the reservoir in narrow intervals, and the inflow into the well of solvent-diluted formation oil or gas condensate mixture with the previously heavy condensate dissolved in it in wide intervals. Then, on tubing pipes, they are lowered to the top of the reservoir and a flow inverter is installed to isolate the upstream annulus from the effects of the aggressive components of the produced hydrocarbons during continuous counter-coaxial flow of the injected solvent. After reliable sealing of the flow inverter due to the flattening of its massive elastic belt under tubing pressure (which is ensured provided that the liner is lowered to the bottom of the well), first, only by injection of solvent with stopped production, a deeply treated zone of the formation is created, and then intensive hydrocarbon production is carried out simultaneously with injection .
На фиг.2 представлен заявленный инвертор коаксиальных потоков. Он выполнен из нижней трубы (1), плотно входящей в верхнюю трубу (2) по пришлифованным поверхностям, при этом верхняя труба (2) может быть жестко связана сверху через соединительную резьбу с колонной насосно-компрессорных труб. Верхняя труба (2) выполнена с фланцем (3) с просверленными в нем отверстиями для шпилек (направляющих) (4) и закачиваемого растворителя. Нижняя труба выполнена с соединительной резьбой и посредством нее может быть жестко связана снизу с опирающимся на забой хвостовиком. Нижняя труба выполнена с перегородкой, образующей изолированные друг от друга верхнюю (5) и нижнюю (6) полости, соединяемые с внутренним пространством соответственно насосно-компрессорных труб и хвостовика. Нижняя труба выполнен вместе с фланцем (7) и патрубком (8) на нем, при этом фланец относительно патрубка имеет выступ (9) и снабжен крупными отверстиями (10) для входа в соответствующий отсек восходящего потока добываемых из залежи углеводородов. Прохождение углеводородов в верхнюю полость и далее в насосно-компрессорные трубы обеспечивается через широкое горизонтальное отверстие (11) в стенке нижней трубы. Перегородка (12) патрубка (8) приварена к нижней трубе ниже ее отшлифованной поверхности. Патрубок (8) выполнен со встроенными в него шпильками (4) с навинчивающимися на них гайками (13), удерживающими сверху фланец верхней трубы, и с мелкими отверстиями (14) для последующего прохождения нисходящего потока закачиваемого стимулирующего агента через узкое горизонтальное отверстие (15) в нижнюю трубу и далее в хвостовик. Уплотнение инвертора с эксплуатационной колонной достигается за счет веса колонны насосно-компрессорных труб, давящей через фланец верхней трубы на массивный эластичный пояс (16), опирающийся на круговой выступ (9) фланца нижней трубы, и встречного скольжения внешней трубы и центрального стержня по пришлифованным поверхностям.Figure 2 presents the claimed inverter coaxial flows. It is made of a lower pipe (1) that fits tightly into the upper pipe (2) along the ground surfaces, while the upper pipe (2) can be rigidly connected from above through a connecting thread to the tubing string. The upper pipe (2) is made with a flange (3) with holes drilled in it for the studs (guides) (4) and the injected solvent. The lower pipe is made with a connecting thread and by means of it can be rigidly connected from below with a shank resting on the bottom. The lower pipe is made with a partition forming the upper (5) and lower (6) cavities isolated from each other, connected to the inner space of the tubing and liner, respectively. The lower pipe is made together with a flange (7) and a pipe (8) on it, while the flange relative to the pipe has a protrusion (9) and is equipped with large holes (10) for entering the corresponding compartment of the upward flow of hydrocarbons extracted from the reservoir. The passage of hydrocarbons into the upper cavity and further into the tubing is ensured through a wide horizontal hole (11) in the wall of the lower pipe. The baffle (12) of the pipe (8) is welded to the lower pipe below its ground surface. The pipe (8) is made with studs (4) built into it with nuts (13) screwed onto them, holding the top pipe flange from above, and with small holes (14) for the subsequent passage of the downward flow of the injected stimulating agent through a narrow horizontal hole (15) into the lower pipe and further into the shank. The sealing of the inverter with the production casing is achieved due to the weight of the tubing string, which presses through the upper pipe flange onto a massive elastic belt (16), resting on the circular protrusion (9) of the lower pipe flange, and the counter sliding of the outer pipe and the central shaft along the ground surfaces .
Инвертор работает следующим образом. Нисходящий поток стимулирующего агента (например, селективного растворителя асфальто-смоло-парафиновых отложений или бинарной смеси для удаления выпавшего углеводородного конденсата) и восходящий поток добываемых вязких углеводородов входят в инвертор через перфорации фланцев верхней и нижней трубы, проходят в горизонтальные отверстия 15 и 11, расположенные по разные стороны глухой перегородки между верхней и нижней полостями внутри нижней трубы, и таким образом инвертируются, т.е. меняют свое местонахождение в коаксиальных трубах.The inverter operates as follows. A downward flow of a stimulating agent (for example, a selective solvent of asphalt-resin-paraffin deposits or a binary mixture to remove precipitated hydrocarbon condensate) and an upward flow of produced viscous hydrocarbons enter the inverter through perforations of the flanges of the upper and lower pipes, pass into horizontal holes 15 and 11 located on different sides of the blind partition between the upper and lower cavities inside the lower pipe, and thus are inverted, i.e. change their location in coaxial pipes.
На фиг.3 представлено заявляемое устройство для непрерывной закачки в пласт стимулирующего агента. Оно состоит из отрезка центральной трубы-хвостовика (17) с соединительной резьбой на концах, двух перегородок, каждая из которых выполнена в виде пары фланцев (18) отрезка центральной трубы (17), трубок (19), перепускающих через обе перегородки добываемые углеводороды, и эластичного пояса (20). Края эластичного пояса (20) зажаты посредством накладок, установленных на фланцах (18) и притянутых к ним болтами (21). На накладках выполнены углубления для уплотнительных колец и периферийные круговые канавки (22). Эластичный пояс (20) образует вместе с фланцами полость вокруг отрезка центральной трубы, сообщающуюся через отверстия (23) с отрезком центральной трубы. В зоне закачки в пласт стимулирующего агента, ограниченной с двух сторон перегородками, в резьбовые отверстия отрезка центральной трубы ввинчены регулируемые пружинно-поршневые клапаны (24), обеспечивающие за счет сопротивления пружин сжатию в процессе закачки стимулирующего агента внутри центральной трубы и замкнутых цилиндрических полостей большее давление, воздействующее изнутри на эластичные уплотнительные мембраны, чем давление в зоне закачки, и таким образом надежное уплотнение устройства в перфорированном или открытом стволе как вертикальной, так и горизонтальной скважины.Figure 3 presents the inventive device for continuous injection into the reservoir of a stimulating agent. It consists of a segment of the central pipe-shank (17) with a connecting thread at the ends, two partitions, each of which is made in the form of a pair of flanges (18) of a segment of the central pipe (17), tubes (19) passing the produced hydrocarbons through both partitions, and elastic waistband (20). The edges of the elastic belt (20) are clamped by means of pads mounted on the flanges (18) and drawn by bolts (21) to them. On the overlays are made recesses for the sealing rings and peripheral circular grooves (22). The elastic belt (20) together with the flanges forms a cavity around the length of the central pipe, communicating through the holes (23) with the length of the central pipe. In the injection zone into the stimulating agent reservoir, bounded on both sides by baffles, adjustable spring-piston valves (24) are screwed into the threaded holes of the central pipe section, which provide greater pressure due to the compression springs during the injection of the stimulating agent inside the central pipe and closed cylindrical cavities acting internally on elastic sealing membranes than the pressure in the injection zone, and thus reliable sealing of the device in a perforated or open barrel both vertical and horizontal wells.
Устройство для закачки в пласт стимулирующего агента работает следующим образом. Селективный растворитель для очистки прискважинной зоны пласта и снижения вязкости притекающих углеводородов по центральной трубе-хвостовику (17) под расчетным давлением, значительно превышающим текущее пластовое, подается в замкнутые цилиндрические полости и зону закачки. При этом за счет действия отрегулированных пружинно-поршневых клапанов внутреннее давление в зоне закачки самого устройства, ограниченной замкнутыми цилиндрическими полостями, всегда несколько ниже давления в этих замкнутых полостях (что предотвращает утечку растворителя между уплотнительной мембраной и стенками скважины), однако это расчетное внутреннее давление значительно превышает давление в обрабатываемой прискважинной зоне пласта. Это и обеспечивает надежную работу устройства в перфорированном или открытом стволе как вертикальной, так и горизонтальной скважины.A device for injection into the reservoir of a stimulating agent works as follows. A selective solvent for cleaning the near-wellbore zone of the formation and reducing the viscosity of the inflowing hydrocarbons through the central liner pipe (17) under a design pressure significantly higher than the current reservoir is fed into closed cylindrical cavities and the injection zone. In this case, due to the action of the adjusted spring-piston valves, the internal pressure in the injection zone of the device itself, limited by closed cylindrical cavities, is always slightly lower than the pressure in these closed cavities (which prevents solvent leakage between the sealing membrane and the borehole walls), however, this calculated internal pressure is significant exceeds the pressure in the treated borehole zone of the reservoir. This ensures reliable operation of the device in a perforated or open hole in both a vertical and horizontal well.
Claims (7)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006117850/03A RU2324048C2 (en) | 2006-05-24 | 2006-05-24 | Method of development of carbon pool and devices for its realisation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006117850/03A RU2324048C2 (en) | 2006-05-24 | 2006-05-24 | Method of development of carbon pool and devices for its realisation |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2006117850A RU2006117850A (en) | 2007-12-10 |
| RU2324048C2 true RU2324048C2 (en) | 2008-05-10 |
Family
ID=38903429
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2006117850/03A RU2324048C2 (en) | 2006-05-24 | 2006-05-24 | Method of development of carbon pool and devices for its realisation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2324048C2 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2602524C1 (en) * | 2015-04-30 | 2016-11-20 | Коробейникова Валентина Александровна | Method for making a combined built-in-place pile |
| RU2602535C1 (en) * | 2015-04-30 | 2016-11-20 | Коробейникова Валентина Александровна | Method of making rubbly ramming pile |
-
2006
- 2006-05-24 RU RU2006117850/03A patent/RU2324048C2/en not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2602524C1 (en) * | 2015-04-30 | 2016-11-20 | Коробейникова Валентина Александровна | Method for making a combined built-in-place pile |
| RU2602535C1 (en) * | 2015-04-30 | 2016-11-20 | Коробейникова Валентина Александровна | Method of making rubbly ramming pile |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2006117850A (en) | 2007-12-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2663844C2 (en) | System and method for re-hydraulic fracturing in multi-zone horizontal wells | |
| RU2478778C2 (en) | Treatment method of productive formation, and downhole equipment for its implementation | |
| RU2328590C1 (en) | Separate maintenance process for injection or production well and implementation variants | |
| RU2287677C1 (en) | Method for extracting oil-bitumen deposit | |
| RU2015156402A (en) | METHOD OF IMPROVED PRODUCTION OF HYDROCARBONS USING MULTIPLE ARTIFICIALLY EDUCATED CRACKS | |
| RU2342522C1 (en) | Cyclic method of hydrocarbon deposits development of wells with horizontal borehole | |
| RU2334867C1 (en) | Method of simultaneous-separate operation of several payout beds and installation of well for implementation of this method | |
| RU2463445C2 (en) | Method of developing oil pool in fractured-porous carbonate basins | |
| RU2478164C1 (en) | Development method of oil deposit located above gas deposit and separated from it with non-permeable interlayer | |
| RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
| RU2296213C2 (en) | Packer pumping plant for well formations operation | |
| RU2211318C2 (en) | Method of recovery of viscous oil with heat stimulation of formation | |
| RU2374437C1 (en) | Method hydraulic reservoir factoring execution without lifting downhole assembly | |
| RU2324048C2 (en) | Method of development of carbon pool and devices for its realisation | |
| RU2342520C2 (en) | Method of development of hydrocarbon deposits (versions) | |
| RU2339807C1 (en) | Method of extraction of heavy and high viscous hydrocarbons from undeground deposits | |
| RU2695906C1 (en) | Method for development of weakly permeable oil deposit with application of horizontal wells and water and gas impact | |
| RU2066744C1 (en) | Method for intensification of oil recovery | |
| RU2564312C1 (en) | Method of deposit hydraulic fracturing in well | |
| RU2524800C1 (en) | Development of inhomogeneous deposit by inclined and horizontal wells | |
| RU2499134C2 (en) | Method of development of oil pool located above gas pool and separated therefrom by impermeable parting | |
| RU2228433C2 (en) | Method for oil extraction from watering wells and device realizing said method | |
| RU2510456C2 (en) | Formation method of vertically directed fracture at hydraulic fracturing of productive formation | |
| RU2584467C1 (en) | Method of developing high-viscosity oil field | |
| RU2339808C1 (en) | Method for extraction of heavy and high viscous hydrocarbons out of underground deposit |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20100525 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20120827 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20140525 |