RU2366809C1 - Stimulation of reservoir inflow by reducing level of well fluid in new and repaired oil blowing wells with successive maintaining of static level - Google Patents
Stimulation of reservoir inflow by reducing level of well fluid in new and repaired oil blowing wells with successive maintaining of static level Download PDFInfo
- Publication number
- RU2366809C1 RU2366809C1 RU2008112231/03A RU2008112231A RU2366809C1 RU 2366809 C1 RU2366809 C1 RU 2366809C1 RU 2008112231/03 A RU2008112231/03 A RU 2008112231/03A RU 2008112231 A RU2008112231 A RU 2008112231A RU 2366809 C1 RU2366809 C1 RU 2366809C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- well
- level
- pressure
- pumped
- Prior art date
Links
Landscapes
- Carbon And Carbon Compounds (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам интенсификации притока пластового флюида из пласта новых и отремонтированных добывающих нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин, и может быть использовано при освоении и интенсификации притока нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин путем понижения гидростатического уровня жидкости в затрубном пространстве колонны насосно-компрессорных труб и последующего поддержания уровня на определенной отметке.The invention relates to the field of the oil and gas industry, and in particular to methods of intensifying the influx of formation fluid from the reservoir of new and repaired producing oil, gas and gas condensate wells, and can be used to develop and intensify the influx of oil, gas and gas condensate wells by lowering the hydrostatic level of the fluid in the annulus the space of the tubing string and the subsequent maintenance of the level at a certain point.
Известен способ вызова притока из пласта понижением уровня скважинной жидкости, включающий создание депрессии на призабойную зону пласта в пробуренной и обсаженной скважине с колонной насосно-компрессорных труб в ней путем снижения уровня скважинной жидкости ее вытеснением газовой средой, закачиваемой в затрубное пространство колонны насосно-компрессорных труб (см. патент РФ №2095560, МПК Е21В 43/27, 1997 г.).There is a method of causing inflow from a formation by lowering the level of a borehole fluid, including creating a depression on the bottomhole formation zone in a drilled and cased well with a tubing string in it by lowering the level of the borehole fluid by displacing it with a gaseous medium pumped into the annulus of the tubing string (see RF patent No. 2095560, IPC ЕВВ 43/27, 1997).
Однако известный способ вызова притока из пласта имеет следующие недостатки:However, the known method of causing inflow from the reservoir has the following disadvantages:
- незначительное увеличение производительности притока пластового флюида,- a slight increase in the productivity of the influx of reservoir fluid,
- обладает достаточно высоким забойным давлением,- has a sufficiently high bottomhole pressure,
- недостаточная эффективность поддержания постоянного газового воздействия на продуктивный пласт в процессе дальнейшей эксплуатации скважины,- lack of effectiveness in maintaining a constant gas impact on the reservoir during the further operation of the well,
- низкий уровень пожаробезопасности проводимых на скважине работ.- low level of fire safety conducted at the well works.
Задачей изобретения является создание способа интенсификации притока из пласта понижением уровня скважинной жидкости новых и отремонтированных нефтяных фонтанных скважин с последующим поддержанием статического уровня.The objective of the invention is to provide a method of intensifying the influx from the reservoir by lowering the level of the borehole fluid of new and repaired oil fountain wells, followed by maintaining a static level.
Техническим результатом является снижение забойного давления и интенсификация притока пластового флюида, а также повышение эффективности поддержания постоянного газового воздействия на продуктивный пласт при одновременном значительном повышении уровня пожаробезопасности проводимых на скважине работ.The technical result is a decrease in bottomhole pressure and intensification of the influx of formation fluid, as well as an increase in the efficiency of maintaining a constant gas impact on the reservoir while significantly increasing the fire safety level of work being carried out at the well.
Технический результат при осуществлении изобретения достигается тем, что в предложен способ интенсификации притока из пласта понижением уровня скважинной жидкости новых и отремонтированных нефтяных фонтанных скважин с последующим поддержанием статического уровня, включающий создание депрессии на призабойную зону пласта в пробуренной и обсаженной скважине с колонной насосно-компрессорных труб в ней путем снижения уровня скважинной жидкости вытеснением ее газовой средой, закачиваемой в затрубное пространство колонны насосно-компрессорных труб, при этом в качестве газовой среды в заполненное жидкостью затрубное пространство колонны насосно-компрессорных труб скважины закачивают смесь азота с диоксидом углерода, смесь гелия с диоксидом углерода, смесь аргона с диоксидом углерода, диоксид углерода или тетрафторэтан (СH2FСF3), осуществляют воздействие на заполняющую жидкость затрубного пространства колонны насосно-компрессорных труб скважины закачиваемым газом под давлением 150-600 кгс/см2 и производительностью подачи закачиваемого газа 100-1200 м3/час с последующим вытеснением скважинной жидкости закачиваемым газом в линии подачи газа до башмака подъемных труб и понижением плотности газожидкостной смеси с одновременным повышением до устья уровня скважинной жидкости и выбросом ее части, при этом пусковое давление закачиваемого газа снижают, затем в процессе снижения уровня скважинной жидкости в линии подачи закачиваемого газа до башмака подъемных труб и повышения уровня газожидкостной смеси в подъемных трубах до устья монотонно увеличивают давление закачиваемого газа до значения пускового давления, при этом пусковое давление закачиваемого газа предварительно рассчитывают по формулеThe technical result in the implementation of the invention is achieved by the fact that the proposed method of stimulating the inflow from the reservoir by lowering the level of the borehole fluid of new and repaired oil flowing wells with subsequent maintenance of a static level, including creating a depression on the bottomhole formation zone in a drilled and cased well with a tubing string in it by reducing the level of the borehole fluid by displacing it with a gaseous medium pumped into the annulus of the pump-compressor string ssornyh pipes at the same time as the gaseous medium in the annulus tubing pipes wells filled with fluid pumped mixture of nitrogen and carbon dioxide, a mixture of helium and carbon dioxide, a mixture of argon and carbon dioxide, carbon dioxide or tetrafluoroethane (CH 2 FGF 3) exposure is performed on a column of tubing hole pumped gas filling the annulus fluid under a pressure of 150-600 kgf / cm 2 and output feed injected gas 100-1200 m3 / h, followed by a by squeezing the well fluid with the injected gas in the gas supply line to the shoe of the lifting pipes and lowering the density of the gas-liquid mixture while simultaneously increasing the well fluid level to the mouth and ejecting a part of it, the starting pressure of the injected gas is reduced, then in the process of lowering the level of the well fluid in the injected gas line gas to the shoe of the lifting pipes and increasing the level of the gas-liquid mixture in the lifting pipes to the mouth monotonically increase the pressure of the injected gas to the starting pressure ny, while the starting pressure of the injected gas is pre-calculated by the formula
где h - глубина погружения труб под статический уровень, м,where h is the immersion depth of the pipes under the static level, m,
р - плотность жидкости, т/м3,p is the density of the liquid, t / m 3 ,
g - ускорение силы тяжести, м/сек2,g - acceleration of gravity, m / s 2 ,
D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, ммD is the inner diameter of the production string, mm
d - внутренний диаметр подъемных труб, мм,d is the inner diameter of the lifting pipes, mm,
расстояние от устья скважины до места установки первого клапана рассчитывают по формулеthe distance from the wellhead to the installation location of the first valve is calculated by the formula
где L - расстояние от устья скважины до места установки первого клапана, мwhere L is the distance from the wellhead to the installation location of the first valve, m
h ст - расстояние от устья скважины до статического уровня, м,h article - the distance from the wellhead to the static level, m,
Р max - максимальное давление закачиваемого газа, МПа.P max - the maximum pressure of the injected gas, MPa.
ρ - плотность жидкости, т/м3,ρ is the density of the liquid, t / m 3 ,
максимальное давление закачиваемого газа рассчитывают с учетом глубины установки пускового клапана по формулеthe maximum pressure of the injected gas is calculated taking into account the installation depth of the start valve according to the formula
где Р max - максимальное давление закачиваемого газа, МПаwhere P max - the maximum pressure of the injected gas, MPa
ρ - плотность жидкости, т/м3,ρ is the density of the liquid, t / m 3 ,
g - ускорение силы тяжести, м/сек2,g - acceleration of gravity, m / s 2 ,
D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, мм,D is the inner diameter of the production string, mm,
d - внутренний диаметр подъемных труб, мм,d is the inner diameter of the lifting pipes, mm,
L - расстояние от устья скважины до места установкиL is the distance from the wellhead to the installation site
первого клапана, м,the first valve, m
h ст - расстояние от устья скважины до статического уровня, м,h article - the distance from the wellhead to the static level, m,
при этом наибольшее пусковое давление закачиваемого газа в скважине превышает рабочее давление закачки закачиваемого газа в процессе штатной эксплуатации скважины. При этом в заполненное жидкостью затрубное пространство колонны насосно-компрессорных труб скважины закачивают в качестве газовой среды смесь азота с диоксидом углерода, содержащую от 10 до 90 объемных % диоксида углерода. При этом в заполненное жидкостью затрубное пространство колонны насосно-компрессорных труб скважины закачивают в качестве газовой среды смесь гелия с диоксидом углерода, содержащую от 10 до 90 объемных % диоксида углерода. При этом в заполненное жидкостью затрубное пространство колонны насосно-компрессорных труб скважины закачивают в качестве газовой среды смесь аргона с диоксидом углерода, содержащую от 10 до 90 объемных % диоксида углерода. При этом на предварительно закаченную в скважину «подушку» газовой среды дополнительно закачивают нефть до достижения закаченной газовой средой башмака насосно-компрессорных труб и получения «прохвата», при этом давление столба закачиваемой нефти рассчитывают по формулеthe highest starting pressure of the injected gas in the well exceeds the operating pressure of the injected gas during normal operation of the well. At the same time, a mixture of nitrogen with carbon dioxide containing from 10 to 90 volume% of carbon dioxide is pumped into the annular space of the tubing string of the well as a gaseous medium. In this case, a mixture of helium with carbon dioxide containing from 10 to 90 volume% of carbon dioxide is pumped into the annular space of the tubing string of the well as a gas medium. At the same time, a mixture of argon with carbon dioxide containing from 10 to 90 volume% of carbon dioxide is pumped into the annular space of the tubing string of the well as a gaseous medium. At the same time, oil is additionally pumped onto the “cushion” of the gas medium previously pumped into the well until the shoe of the tubing is reached by the gas medium and the “slip” is obtained, while the pressure of the pumped oil column is calculated by the formula
где ρ - плотность жидкости, т/м3,where ρ is the density of the liquid, t / m 3 ,
Н - высота столба нефти.H is the height of the oil column.
Среди существенных признаков, характеризующих способ интенсификации притока из пласта понижением уровня скважинной жидкости новых и отремонтированных нефтяных фонтанных скважин с последующим поддержанием статического уровня, отличительными являются:Among the essential features characterizing the method of stimulating the inflow from the reservoir by lowering the level of the borehole fluid of new and repaired oil fountain wells with subsequent maintenance of a static level, the following are distinguishing:
- закачивание в качестве газовой среды в заполненное жидкостью затрубное пространство колонны насосно-компрессорных труб скважины смеси азота с диоксидом углерода, смеси гелия с диоксидом углерода, смеси аргона с диоксидом углерода, диоксида углерода или тетрафторэтана (СH2FCF3),- pumping as a gaseous medium into the annular space of the tubing string of the well, a mixture of nitrogen with carbon dioxide, a mixture of helium with carbon dioxide, a mixture of argon with carbon dioxide, carbon dioxide or tetrafluoroethane (CH 2 FCF 3 ),
- осуществление воздействия на заполняющую жидкость затрубного пространства колонны насосно-компрессорных труб скважины закачиваемым газом под давлением 150-600 кгс/см2 и производительностью подачи закачиваемого газа 100-1200 м3/час,- the impact on the filling fluid of the annular space of the tubing string of the well with injected gas at a pressure of 150-600 kgf / cm 2 and a feed rate of injected gas of 100-1200 m 3 / hour,
- вытеснение скважинной жидкости закачиваемым газом в линии подачи газа до башмака подъемных труб и понижение плотности газожидкостной смеси с одновременным повышением до устья уровня скважинной жидкости и выбросом ее части, при этом пусковое давление закачиваемого газа снижают,- displacement of the borehole fluid with the injected gas in the gas supply line to the shoe of the riser pipes and lowering the density of the gas-liquid mixture with a simultaneous increase to the mouth of the borehole fluid and the release of its part, while the starting pressure of the injected gas is reduced,
- в процессе снижения уровня скважинной жидкости в линии подачи закачиваемого газа до башмака подъемных труб и повышения уровня газожидкостной смеси в подъемных трубах до устья монотонное увеличение давления закачиваемого газа до значения пускового давления,- in the process of reducing the level of the well fluid in the supply line of the injected gas to the shoe of the lifting pipes and increasing the level of the gas-liquid mixture in the lifting pipes to the mouth, a monotonic increase in the pressure of the injected gas to the starting pressure value,
- предварительный расчет пускового давления закачиваемого газа по формуле- preliminary calculation of the starting pressure of the injected gas according to the formula
где h - глубина погружения труб под статический уровень, м,where h is the immersion depth of the pipes under the static level, m,
p - плотность жидкости, т/м3,p is the density of the liquid, t / m 3 ,
g - ускорение силы тяжести, м/сек2,g - acceleration of gravity, m / s 2 ,
D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, мм,D is the inner diameter of the production string, mm,
d - внутренний диаметр подъемных труб, мм,d is the inner diameter of the lifting pipes, mm,
- расчет расстояния от устья скважины до места установки первого клапана по формуле- calculation of the distance from the wellhead to the installation location of the first valve according to the formula
где L - расстояние от устья скважины до места установки первого клапана, м,where L is the distance from the wellhead to the installation location of the first valve, m,
h ст - расстояние от устья скважины до статического уровня, м,h article - the distance from the wellhead to the static level, m,
Р max - максимальное давление закачиваемого газа, МПа.P max - the maximum pressure of the injected gas, MPa.
ρ - плотность жидкости, т/м3,ρ is the density of the liquid, t / m 3 ,
- расчет максимального давления закачиваемого газа с учетом глубины установки пускового клапана по формуле- calculation of the maximum pressure of the injected gas, taking into account the installation depth of the start valve according to the formula
где Р max - максимальное давление закачиваемого газа, МПаwhere P max - the maximum pressure of the injected gas, MPa
ρ - плотность жидкости, т/м3,ρ is the density of the liquid, t / m 3 ,
g - ускорение силы тяжести, м/сек2,g - acceleration of gravity, m / s 2 ,
D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, мм,D is the inner diameter of the production string, mm,
d - внутренний диаметр подъемных труб, мм,d is the inner diameter of the lifting pipes, mm,
L - расстояние от устья скважины до места установки первого клапана, мL is the distance from the wellhead to the installation location of the first valve, m
h ст - расстояние от устья скважины до статического уровня, м,h article - the distance from the wellhead to the static level, m,
при этом наибольшее пусковое давление закачиваемого газа в скважине превышает рабочее давление закачки закачиваемого газа в процессе штатной эксплуатации скважины,the highest starting pressure of the injected gas in the well exceeds the working pressure of the injected gas in the normal operation of the well,
- закачивание в заполненное жидкостью затрубное пространство колонны насосно-компрессорных труб скважины в качестве газовой среды смеси азота с диоксидом углерода, содержащей от 10 до 90 объемных % диоксида углерода,- pumping into the liquid-filled annular space of the tubing string of the well as a gas medium of a mixture of nitrogen with carbon dioxide containing from 10 to 90 volume% carbon dioxide,
- закачивание в заполненное жидкостью затрубное пространство колонны насосно-компрессорных труб скважины в качестве газовой среды смеси гелия с диоксидом углерода, содержащей от 10 до 90 объемных % диоксида углерода,- pumping into the fluid-filled annulus of the tubing string of the well as a gas medium of a mixture of helium with carbon dioxide containing from 10 to 90 volume% carbon dioxide,
- закачивание в заполненное жидкостью затрубное пространство колонны насосно-компрессорных труб скважины в качестве газовой среды смеси аргона с диоксидом углерода, содержащей от 10 до 90 объемных % диоксида углерода,- pumping into the liquid-filled annular space of the tubing string of the well as a gas medium of a mixture of argon with carbon dioxide containing from 10 to 90 volume% carbon dioxide,
- дополнительная закачка нефти на предварительно закаченную в скважину «подушку» закачиваемого газа до достижения закачиваемым газом башмака насосно-компрессорных труб и получения «прохвата», причем давление столба нефти рассчитывают по формуле- additional oil injection onto the “cushion” of the injected gas previously pumped into the well until the shoe injected reaches the shoe of the tubing and obtains “slip”, the oil column pressure being calculated by the formula
где ρ - плотность жидкости, т/м3,where ρ is the density of the liquid, t / m 3 ,
Н - высота столба нефти.H is the height of the oil column.
Способ осуществляется следующим образом.The method is as follows.
Перед пуском скважина заполнена жидкостью (дегазированной нефтью, жидкостью глушения или водой), уровень которой соответствует пластовому давлению. Проводят вытеснение жидкости продавкой рабочим газом, причем в качестве рабочего газа в заполненное водой затрубное пространство колонны насосно-компрессорных труб скважины закачивают смесь азота с диоксидом углерода, смесь гелия с диоксидом углерода, смесь аргона с диоксидом углерода, диоксид углерода или тетрафторэтан (СН2FСF3), при этом смесь азота с диоксидом углерода содержит от 10 до 90 объемных % диоксида углерода, смесь гелия с диоксидом углерода содержит от 10 до 90 объемных % диоксида углерода и смесь аргона с диоксидом углерода содержит от 10 до 90 объемных % диоксида углерода. Осуществляют воздействие на заполняющую жидкость затрубного пространства колонны насосно-компрессорных труб скважины закачиваемым газом под давлением 150-600 кгс/см2 и производительностью подачи газа 100-1200 м3/час с последующим вытеснением скважинной жидкости закачиваемым газом в линии подачи газа до башмака подъемных труб и понижением плотности газожидкостной смеси с одновременным повышением до устья уровня скважинной жидкости и выбросом ее части.Before start-up, the well is filled with liquid (degassed oil, killing liquid or water), the level of which corresponds to the reservoir pressure. A liquid is displaced by selling with working gas, and as a working gas, a mixture of nitrogen with carbon dioxide, a mixture of helium with carbon dioxide, a mixture of argon with carbon dioxide, carbon dioxide or tetrafluoroethane (CH 2 FСF) is pumped into the annulus of the tubing string of a well filled with water. 3 ), while the mixture of nitrogen with carbon dioxide contains from 10 to 90 volume% of carbon dioxide, the mixture of helium with carbon dioxide contains from 10 to 90 volume% of carbon dioxide and the mixture of argon with carbon dioxide soda It contains from 10 to 90 volume% of carbon dioxide. The annular space of the tubing string of the well is injected with injected gas at a pressure of 150-600 kgf / cm 2 and a gas flow rate of 100-1200 m 3 / h, followed by displacement of the well fluid with injected gas in the gas supply line to the shoe of the riser and lowering the density of the gas-liquid mixture with a simultaneous increase to the mouth of the level of the well fluid and the release of part of it.
Пусковое давление закачиваемого газа предварительно рассчитывают по формулеStarting pressure of the injected gas is preliminarily calculated by the formula
где h - глубина погружения труб под статический уровень, мwhere h is the immersion depth of the pipes under the static level, m
p - плотность жидкости, т/м3 p is the density of the liquid, t / m 3
g - ускорение силы тяжести, м/сек2 g - acceleration of gravity, m / s 2
D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, ммD is the inner diameter of the production string, mm
d - внутренний диаметр подъемных труб, мм.d is the inner diameter of the lifting pipes, mm
Наибольшее пусковое давление закачиваемого газа в скважине превышает рабочее давление закачки газа в процессе штатной эксплуатации скважины.The highest starting pressure of the injected gas in the well exceeds the working pressure of the gas injected during normal operation of the well.
Пусковое давление закачиваемого газа снижают и затем монотонно увеличивают давление газа до значения пускового давления в процессе снижения уровня скважинной жидкости в линии подачи закачиваемого газа до башмака подъемных труб и повышения уровня газожидкостной смеси в подъемных трубах до устья.The starting pressure of the injected gas is reduced and then the gas pressure is monotonically increased to the starting pressure in the process of lowering the level of the well fluid in the supply line of the injected gas to the shoe of the lifting pipes and increasing the level of the gas-liquid mixture in the lifting pipes to the mouth.
Расстояние от устья скважины до места установки первого клапана рассчитывают по формулеThe distance from the wellhead to the installation location of the first valve is calculated by the formula
где L - расстояние от устья скважины до места установки первого клапана, м,where L is the distance from the wellhead to the installation location of the first valve, m,
h ст - расстояние от устья скважины до статического уровня, м,h article - the distance from the wellhead to the static level, m,
Р max - максимальное давление закачиваемого газа, МПа,P max - the maximum pressure of the injected gas, MPa,
ρ - плотность жидкости, т/м3.ρ is the density of the liquid, t / m 3 .
Максимальное давление закачиваемого газа рассчитывают с учетом глубины установки пускового клапана по формулеThe maximum pressure of the injected gas is calculated taking into account the installation depth of the start valve according to the formula
где Р max - максимальное давление нейтрального газа, МПа,where P max - the maximum pressure of the neutral gas, MPa,
ρ - плотность жидкости, т/м3,ρ is the density of the liquid, t / m 3 ,
g - ускорение силы тяжести, м/сек2,g - acceleration of gravity, m / s 2 ,
D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, мм,D is the inner diameter of the production string, mm,
d - внутренний диаметр подъемных труб, мм,d is the inner diameter of the lifting pipes, mm,
L - расстояние от устья скважины до места установки первого клапана, м,L is the distance from the wellhead to the installation location of the first valve, m,
h ст - расстояние от устья скважины до статического уровня, м.h article - the distance from the wellhead to the static level, m
В случае если расчетное пусковое давление превышает давление опрессовки эксплуатируемой колонны, то для предотвращения разрыва колонны на предварительно закаченную в скважину «подушку» закаченного газа дополнительно закачивают в скважину нефть до достижения закаченным газом башмака насосно-компрессорных труб и получения «прохвата», при этом давление столба нефти рассчитывают по формулеIf the calculated starting pressure exceeds the pressure of the operating column, then to prevent the column from rupturing the “cushion” of the injected gas previously pumped into the well, oil is additionally pumped into the well until the shoe of the tubing is reached by the injected gas and “trapped”, while the pressure oil column calculated by the formula
где ρ - плотность жидкости, т/м3,where ρ is the density of the liquid, t / m 3 ,
H - высота столба нефти.H is the height of the oil column.
Экспериментальные исследования и практика эксплуатации предложенного способа интенсификации притока из пласта понижением уровня скважинной жидкости новых и отремонтированных нефтяных фонтанных скважин с последующим поддержанием статического уровня показали его высокую эффективность. С использованием всех существенных признаков предложенного способа достигнуто снижение забойного давления, значительно интенсифицирован приток пластового флюида, а также достигнуто повышение эффективности поддержания постоянного газового воздействия на продуктивный пласт. При этом одновременно значительно повышен уровень пожаробезопасности проводимых на скважине работ.Experimental studies and the practice of operating the proposed method of stimulating the inflow from the reservoir by lowering the level of the borehole fluid of new and repaired oil fountain wells with subsequent maintenance of the static level showed its high efficiency. Using all the essential features of the proposed method, the bottomhole pressure was reduced, the influx of formation fluid was significantly intensified, and the efficiency of maintaining a constant gas impact on the reservoir was achieved. At the same time, the fire safety level of the work carried out at the well is significantly increased.
В таблице 1 приведены технологические параметры закачиваемого газа и полученный технический результат.Table 1 shows the technological parameters of the injected gas and the technical result obtained.
Реализация предложенного способа интенсификации притока из пласта понижением уровня скважинной жидкости новых и отремонтированных нефтяных фонтанных скважин с последующим поддержанием статического уровня иллюстрируется следующими примерами осуществления.The implementation of the proposed method of stimulating the inflow from the reservoir by lowering the level of the borehole fluid of new and repaired oil fountain wells, followed by maintaining a static level, is illustrated by the following implementation examples.
Пример 1. Провели работы по интенсификации добычи скважины с диаметром колонны 168 мм с учетом статического уровня скважинной жидкости, пластового давления, забойного давления, плотности нефти, обводненности, типа коллектора, пористости и проницаемости, начального и настоящего дебита, глубины текущего забоя и давления опрессовки эксплуатационной колонны.Example 1. Work was carried out to intensify production of a well with a column diameter of 168 mm, taking into account the static level of the borehole fluid, reservoir pressure, bottomhole pressure, oil density, water cut, reservoir type, porosity and permeability, initial and present flow rate, current bottomhole depth and pressure testing production casing.
На скважине смонтировали и заземлили газификационную установку, например АГУ-2М, обвязали ее с затрубным пространством скважины с использованием запорного и газосбросного вентилей, предохранительного и обратного клапанов, манометров и соединительных штуцеров. Затем опрессовали линию нагнетания нейтрального газа на полуторакратное рабочее давление. В качестве рабочего газа использовали азот. Проверили работу системы газификационной установки контрольным включением.A gasification installation, for example, AGU-2M, was mounted and grounded at the well, tied to the annulus of the well using shut-off and gas relief valves, safety and non-return valves, pressure gauges and connecting fittings. Then, the neutral gas injection line was pressed at one and a half times the working pressure. Nitrogen was used as the working gas. We checked the operation of the gasification system with a test switch.
С учетом всех технологических характеристик данной скважины предварительно рассчитали по предложенной в способе методике пусковое давление, расстояние от устья скважины до места установки первого клапана, максимальное давление азота с учетом глубины установки пускового клапана.Taking into account all the technological characteristics of this well, the starting pressure, the distance from the wellhead to the installation site of the first valve, and the maximum nitrogen pressure, taking into account the installation depth of the starting valve, were previously calculated according to the method proposed in the method.
Закачкой в затрубное пространство скважины аргона с 50 об.% диоксида углерода под давлением 150 кгс/см2 и производительностью 100 м3/час создали депрессию на призабойную зону пласта в пробуренной и обсаженной скважине с колонной насосно-компрессорных труб в ней. Достигли снижения уровня скважинной жидкости вытеснением ее газовой средой и понижением плотности газожидкостной смеси с одновременным повышением до устья уровня скважинной жидкости и выбросом ее части. Получили «прохват» - выход из насосно-компрессорных труб газового пузыря. Снизили пусковое давление закаченного газа. Затем в процессе снижения уровня скважинной жидкости в линии подачи закаченного газа до башмака подъемных труб и повышения уровня газожидкостной смеси в подъемных трубах до устья монотонно увеличили давление закачиваемого газа до значения пускового давления.When argon was injected into the annulus of a well with 50 vol% carbon dioxide under a pressure of 150 kgf / cm 2 and a productivity of 100 m 3 / h, a depression was created on the bottom-hole formation zone in a drilled and cased well with a tubing string in it. Achieved a decrease in the level of the well fluid by displacing it with a gaseous medium and lowering the density of the gas-liquid mixture with a simultaneous increase to the mouth of the level of the well fluid and the ejection of part of it. Got a "prohvat" - exit from the tubing of a gas bubble. The starting pressure of the injected gas was reduced. Then, in the process of lowering the level of the well fluid in the supply line of the injected gas to the shoe of the lifting pipes and increasing the level of the gas-liquid mixture in the lifting pipes to the mouth, the pressure of the injected gas monotonically increased to the starting pressure.
Достигли интенсификации притока пластового флюида из пласта на 18%. При этом повышена эффективность поддержания постоянным газового воздействия на продуктивный пласт скважины при одновременном значительном повышении уровня пожаробезопасности проводимых на скважине работ.They achieved the intensification of the influx of reservoir fluid from the reservoir by 18%. At the same time, the efficiency of maintaining constant gas exposure to the productive formation of the well has been increased while significantly increasing the fire safety level of the work being carried out at the well.
Пример 2. Провели работы по освоению добычи скважины с диаметром колонны 168 мм с учетом статического уровня скважинной жидкости, пластового давления, забойного давления, плотности нефти, обводненности, типа коллектора, пористости и проницаемости, глубины текущего забоя и давления опрессовки вводимой в эксплуатацию колонны.Example 2. Work was carried out on the development of a well with a diameter of 168 mm, taking into account the static level of the borehole fluid, reservoir pressure, bottomhole pressure, oil density, water cut, reservoir type, porosity and permeability, depth of the current bottom and pressure of the commissioning of the commissioned string.
На скважине смонтировали и заземлили газификационную установку, например АГУ-2М, обвязали ее с затрубным пространством скважины с использованием запорного и газосбросного вентилей, предохранительного и обратного клапанов, манометров и соединительных штуцеров. Затем опрессовали линию нагнетания нейтрального газа на полуторакратное рабочее давление. В качестве рабочего газа использовали аргон. Проверили работу системы газификационной установки контрольным включением.A gasification installation, for example, AGU-2M, was mounted and grounded at the well, tied to the annulus of the well using shut-off and gas relief valves, safety and non-return valves, pressure gauges and connecting fittings. Then, the neutral gas injection line was pressed at one and a half times the working pressure. Argon was used as the working gas. We checked the operation of the gasification system with a test switch.
С учетом всех технологических характеристик данной скважины предварительно рассчитали по предложенной в способе методике пусковое давление, расстояние от устья скважины до места установки первого клапана, максимальное давление аргона с учетом глубины установки пускового клапана.Taking into account all the technological characteristics of this well, the starting pressure, the distance from the wellhead to the installation site of the first valve, and the maximum argon pressure, taking into account the installation depth of the starting valve, were previously calculated according to the method proposed in the method.
Закачкой в затрубное пространство скважины азота с 90 об.% диоксида углерода под давлением 600 кгс/см2 и производительностью 1200 м3/час создали депрессию на призабойную зону пласта в пробуренной и обсаженной скважине с колонной насосно-компрессорных труб в ней.By injecting nitrogen into the annulus of the well with 90 vol.% Carbon dioxide at a pressure of 600 kgf / cm 2 and a productivity of 1200 m 3 / h, a depression was created on the bottom-hole zone of the formation in a drilled and cased well with a string of tubing in it.
В связи с тем, что расчетное пусковое давление превысило давление опрессовки данной вводимой в эксплуатацию колонны, то для предотвращения разрыва колонны на предварительно закаченную в скважину «подушку» нейтрального газа закачали нефть до достижения нейтральным газом башмака насосно-компрессорных и получения «прохвата», причем давление столба нефти рассчитали по формулеDue to the fact that the calculated starting pressure exceeded the pressure of the crimping of the commissioned string, oil was pumped into the pre-pumped “pillow” of neutral gas to prevent the string from breaking until the neutral gas reached the pump shoe and received “trapping”, moreover oil column pressure calculated by the formula
где ρ - плотность жидкости, т/м3,where ρ is the density of the liquid, t / m 3 ,
H - высота столба нефти.H is the height of the oil column.
Достигли снижения уровня скважинной жидкости вытеснением ее газовой средой и понижением плотности газожидкостной смеси с одновременным повышением до устья уровня скважинной жидкости и выбросом ее части. Получили «прохват» - выход из насосно-компрессорных труб газового пузыря. Снизили пусковое давление аргона. Затем в процессе снижения уровня скважинной жидкости в линии подачи аргона до башмака подъемных труб и повышения уровня газожидкостной смеси в подъемных трубах до устья монотонно увеличили давление аргона до значения пускового давления.Achieved a decrease in the level of the well fluid by displacing it with a gaseous medium and lowering the density of the gas-liquid mixture with a simultaneous increase to the mouth of the level of the well fluid and the ejection of part of it. Got a "prohvat" - exit from the tubing of a gas bubble. Reduced starting pressure of argon. Then, in the process of lowering the level of the borehole fluid in the argon supply line to the shoe of the lifting pipes and increasing the level of the gas-liquid mixture in the lifting pipes to the mouth, the argon pressure monotonously increased to the starting pressure.
Достигли интенсификации притока пластового флюида из пласта на 15%. При этом повышена эффективность поддержания постоянным газового воздействия на продуктивный пласт скважины при одновременном значительном повышении уровня пожаробезопасности проводимых на скважине работ.Achieved the intensification of the influx of reservoir fluid from the reservoir by 15%. At the same time, the efficiency of maintaining constant gas exposure to the productive formation of the well has been increased while significantly increasing the fire safety level of the work being carried out at the well.
риалаNo. mate
rial
Claims (5)
где h - глубина погружения труб под статический уровень, м;
ρ - плотность жидкости, т/м3;
g - ускорение силы тяжести, м/с2;
D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, мм;
d - внутренний диаметр подъемных труб, мм,
расстояние от устья скважины до места установки первого клапана рассчитывают по формуле
где L - расстояние от устья скважины до места установки первого клапана, м;
hст - расстояние от устья скважины до статического уровня, м;
Pmax - максимальное давление закачиваемого газа, МПа;
максимальное давление закачиваемого газа рассчитывают с учетом глубины установки пускового клапана по формуле
где Pmax - максимальное давление закачиваемого газа, МПа,
при этом наибольшее пусковое давление закачиваемого газа в скважине превышает рабочее давление закачки закачиваемого газа в процессе штатной эксплуатации скважины.1. A method of intensifying the inflow from the formation by lowering the level of the borehole fluid of new and repaired oil fountain wells with subsequent maintenance of a static level, including creating a depression on the bottom-hole zone of the formation in a drilled and cased well with a string of tubing in it by lowering the level of the borehole fluid by displacing it gas medium injected into the annulus of the tubing string, characterized in that as a gas medium in a liquid filled annulus of the tubing string of the well is injected with a mixture of nitrogen with carbon dioxide, a mixture of helium with carbon dioxide, a mixture of argon with carbon dioxide, carbon dioxide or tetrafluoroethane, the annular space of the string of tubing of the tubing of the well is pumped with injected gas under pressure 150 -600 kgf / cm 2 and the injection gas injection rate of 100-1200 m 3 / h, followed by the displacement of the well fluid by the injected gas in the gas supply line to the shoe detachable pipes and lowering the density of the gas-liquid mixture with a simultaneous increase to the wellhead level of the well fluid and the release of its part, while the starting pressure of the injected gas is reduced, then in the process of lowering the level of the well fluid in the supply line of the injected gas to the shoe of the riser and increasing the level of the gas-liquid mixture in lifting pipes to the mouth monotonically increase the pressure of the injected gas to the value of the starting pressure, while the starting pressure of the injected gas is pre-calculated by the formula
where h is the immersion depth of the pipes under the static level, m;
ρ is the density of the liquid, t / m 3 ;
g is the acceleration of gravity, m / s 2 ;
D is the inner diameter of the production casing, mm;
d is the inner diameter of the lifting pipes, mm,
the distance from the wellhead to the installation location of the first valve is calculated by the formula
where L is the distance from the wellhead to the installation location of the first valve, m;
h article - the distance from the wellhead to the static level, m;
Pmax is the maximum pressure of the injected gas, MPa;
the maximum pressure of the injected gas is calculated taking into account the installation depth of the start valve according to the formula
where Pmax is the maximum pressure of the injected gas, MPa,
the highest starting pressure of the injected gas in the well exceeds the operating pressure of the injected gas during normal operation of the well.
где Н - высота столба нефти. 5. The method according to claim 1, characterized in that oil is additionally pumped onto a “cushion” of the gas medium previously pumped into the well until the shoe of the tubing is pumped into the gas medium and a “grip” is obtained, while the pressure of the pumped oil column (Rzh) calculated by the formula
where H is the height of the oil column.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008112231/03A RU2366809C1 (en) | 2008-04-01 | 2008-04-01 | Stimulation of reservoir inflow by reducing level of well fluid in new and repaired oil blowing wells with successive maintaining of static level |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008112231/03A RU2366809C1 (en) | 2008-04-01 | 2008-04-01 | Stimulation of reservoir inflow by reducing level of well fluid in new and repaired oil blowing wells with successive maintaining of static level |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2366809C1 true RU2366809C1 (en) | 2009-09-10 |
Family
ID=41166612
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008112231/03A RU2366809C1 (en) | 2008-04-01 | 2008-04-01 | Stimulation of reservoir inflow by reducing level of well fluid in new and repaired oil blowing wells with successive maintaining of static level |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2366809C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2472925C1 (en) * | 2011-08-05 | 2013-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Stimulation method of formation fluid influx from well |
| CN110318718A (en) * | 2019-06-26 | 2019-10-11 | 中国石油大学胜利学院 | A kind of low-permeability oil deposit CO2Mixed phase drives critical spacing calculation method |
-
2008
- 2008-04-01 RU RU2008112231/03A patent/RU2366809C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2472925C1 (en) * | 2011-08-05 | 2013-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Stimulation method of formation fluid influx from well |
| CN110318718A (en) * | 2019-06-26 | 2019-10-11 | 中国石油大学胜利学院 | A kind of low-permeability oil deposit CO2Mixed phase drives critical spacing calculation method |
| CN110318718B (en) * | 2019-06-26 | 2021-10-12 | 中国石油大学胜利学院 | Low-permeability reservoir CO2Miscible flooding limit well spacing calculation method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9534477B2 (en) | Method of installation of flexible borehole liner under artesian conditions | |
| US3750753A (en) | Method of placing a well on production | |
| RU2366809C1 (en) | Stimulation of reservoir inflow by reducing level of well fluid in new and repaired oil blowing wells with successive maintaining of static level | |
| RU2550638C1 (en) | Hydraulic fracturing method for low-permeable formation with impermeable layer and water-bearing interlayer | |
| CN113818845A (en) | Multi-stage negative pressure suction pipe column for mining and discharging and mining and discharging method thereof | |
| RU2114284C1 (en) | Method and device for removing liquid from gas-condensate well | |
| RU2564312C1 (en) | Method of deposit hydraulic fracturing in well | |
| RU99111003A (en) | METHOD FOR CLEANING A HORIZONTAL WELL FROM A SAND PLUG IN A CAPITAL REPAIR PROCESS | |
| RU2612418C1 (en) | Formation hydraulicfracturing | |
| RU2330947C1 (en) | Methods of influx stimulation out of bed by means of reducing level of well fluid of new and repaired oil flowing wells with following maintaining of static level | |
| RU2006126466A (en) | METHOD FOR PROCESSING BOTTOM-HOLE ZONE OF OIL-PRODUCING WELLS AND DEVICE FOR ITS IMPLEMENTATION | |
| RU2008135478A (en) | METHOD FOR GAS-ACID INTENSIFICATION OF OIL FLUID FROM RESERVOIR AND EXPLOSIVE OIL WELLS | |
| RU2544944C2 (en) | Method for removing sand-clay plug in well and its development under conditions of abnormally low formation pressures | |
| RU2467162C1 (en) | Method of developing methane-coal well | |
| CA2545395A1 (en) | Well jet device for logging horizontal wells and the operating method thereof | |
| RU2190086C1 (en) | Method of running drowned oil wells | |
| RU2238400C1 (en) | System and method for restoring well productiveness and extraction of oil by pump method, including case after stopping | |
| RU24239U1 (en) | DEVICE FOR IMPLOSIVE IMPACT ON THE BOTTOM BOREHOLE ZONE | |
| CN216157647U (en) | Multi-stage negative pressure suction pipe-discharging column | |
| RU2670795C1 (en) | Method of reducing well repair duration with installation of the flexible pipe | |
| RU2060379C1 (en) | Method for developing well | |
| RU2472925C1 (en) | Stimulation method of formation fluid influx from well | |
| US9932807B2 (en) | Controlled geyser well | |
| RU2790463C1 (en) | Method of oil extraction using sucker-rod pump with thermal and gas impact on reservoir and an extraction device | |
| RU2485302C1 (en) | Stimulation method of formation fluid influx from well |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20140402 |