RU2535765C1 - Treatment method of bottomhole zone - Google Patents
Treatment method of bottomhole zone Download PDFInfo
- Publication number
- RU2535765C1 RU2535765C1 RU2013148292/03A RU2013148292A RU2535765C1 RU 2535765 C1 RU2535765 C1 RU 2535765C1 RU 2013148292/03 A RU2013148292/03 A RU 2013148292/03A RU 2013148292 A RU2013148292 A RU 2013148292A RU 2535765 C1 RU2535765 C1 RU 2535765C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- solvent
- well
- steam
- filling
- pump
- Prior art date
Links
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Extraction Or Liquid Replacement (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны скважины.The invention relates to the oil industry and can be used in the processing of the bottom-hole zone of the well.
Известен способ комплексного воздействия на призабойную зону скважины (патент RU №2184221, МПК E21B 37/06, опубл. 27.06.2002 г., бюл. №18), включающий извлечение из скважины глубинно-насосного оборудования, спуск в скважину до забоя насосно-компрессорных труб, заполнение скважины растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений, продавку растворителя продавочной жидкостью в призабойную зону пласта, спуск нагревателя, прогрев растворителя в интервале перфорации, извлечение нагревателя и запуск скважины в эксплуатацию, при этом в качестве растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений используют водный раствор 10%-ной концентрации бисульфата натрия, 10%-ной концентрации карбамида натрия и 0,5%-ной концентрации сульфанола в объеме 1 м3 на 1 м эффективной мощности пласта, а прогрев растворителя проводят после его продавки в призабойную зону пласта, при этом перед продавкой растворителя герметизируют межтрубное пространство.A known method of the complex impact on the bottom hole zone of the well (patent RU No. 2184221, IPC E21B 37/06, publ. 06/27/2002, bull. No. 18), including the extraction of downhole pumping equipment from the well, the descent into the well before pumping compressor pipes, filling a well with a solvent of asphalt-tar-paraffin deposits, pumping a solvent with a squeezing fluid into the bottomhole formation zone, lowering a heater, heating the solvent in the perforation interval, removing the heater and putting the well into operation, while as a solvent asphaltene deposits, an aqueous solution of 10% strength sodium bisulfate, 10% strength sodium carbamide and 0.5% sulfanol concentrations in a volume of 1 m 3 per 1 m of the effective capacity of the reservoir, and the solvent is carried out after heating it in the bottomhole prodavki the formation zone, while the annulus is sealed before the solvent is sold.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, низкая надежность и бесконтрольный процесс нагревания растворителя в интервале перфорации скважины, так как в процессе спуска кабеля с нагревателем кабель может повредиться, в результате невозможно будет осуществить нагревание растворителя;- firstly, low reliability and uncontrolled process of heating the solvent in the interval of perforation of the well, since during the descent of the cable with the heater the cable may be damaged, as a result it will be impossible to heat the solvent;
- во-вторых, в процессе обработки при отсутствии или малой приемистости пласта возможно превышение давления продавки растворителя выше допустимого на эксплуатационную колонну скважины, что может привести к ее повреждению;- secondly, during processing, in the absence or low injectivity of the formation, it is possible that the pressure of the solvent is higher than the allowable pressure on the production casing of the well, which can lead to damage;
- в-третьих, длительность реализации способа, связанная с извлечением колонны труб с глубинно-насосным оборудованием и его последующим спуском в скважину после обработки призабойной зоны пласта;- thirdly, the duration of the method, associated with the extraction of the pipe string with the downhole pumping equipment and its subsequent descent into the well after processing the bottom-hole formation zone;
- в-четвертых, низкая культура производства, обусловленная отсутствием прокачки нагнетательной линии технологической жидкостью, что приводит к загрязнению территории скважины растворителем при демонтаже нагнетательной линии (насосного агрегата, автоцистерны).- fourthly, a low production culture due to the lack of pumping of the injection line with process fluid, which leads to solvent contamination of the well area during dismantling of the injection line (pump unit, tank truck).
Наиболее близким по технической сущности является способ комплексного воздействия на призабойную зону скважины (патент RU №2160359, МПК E21B 37/06, опубл. 10.12.2000., бюл. №34), включающий остановку скважины, заполнение скважины, расположенной на участке залежи с пониженным пластовым давлением, растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений, промывку и заполнение эксплуатационной колонны скважины и спущенной в нее колонны насосно-компрессорных труб, оснащенной глубинным насосом, до глубины спуска насоса растворителем, продавку скважинной жидкости растворителем в призабойную зону до заполнения скважины растворителем, спуск нагревателя в интервал перфорации и прогрев растворителя в интервале перфорации до температуры 80-90°C, извлечение нагревателя из скважины, продавку нагретого растворителя нефтью в призабойную зону в объеме 1,5-2,5 м3/м интервала перфорации, проведение технологической выдержки при закрытой скважине в течение 12-24 ч и запуск скважины в эксплуатацию, при этом в качестве растворителя асфальтосмолопарафиновых отложений используют 4-6%-ный раствор в нефти смеси бензиновой фракции с содержанием предельных углеводородов C6-C8 не менее 50% и продукта органического синтеза на основе ароматических углеводородов при их соотношении по массе 25-75:25-75, а технологическую выдержку при закрытой скважине в течение 12-24 ч проводят при начально установленном давлении на устье скважины 2,5-3,5 МПа.The closest in technical essence is the method of complex impact on the bottomhole zone of the well (patent RU No. 2160359, IPC E21B 37/06, publ. 10.12.2000., Bull. No. 34), including stopping the well, filling the well, located on the site of deposits with lowered reservoir pressure, a solvent of asphalt-resin-paraffin deposits, flushing and filling of a production casing of a well and a casing of tubing equipped with a deep pump, lowered to a depth of descent of the pump with a solvent, selling downhole fluid and a solvent into the bottomhole zone before filling the well with solvent, lowering the heater to the perforation interval and heating the solvent in the perforation interval to a temperature of 80-90 ° C, removing the heater from the well, selling heated solvent to the bottomhole zone with oil in the amount of 1.5-2.5 m 3 / m perforation interval holding technological shutter at the closed well for 12-24 hours and Running wells in operation, wherein the solvent of asphaltene sediments using 4-6% solution in a mixture of petroleum benzine howl fraction with a content of saturated hydrocarbons C 6 -C 8 not less than 50% and the product organic synthesis based on aromatic hydrocarbons in a ratio by weight of 25-75: 25-75, and the process holding at the closed well within 12-24 hours when conducted the initially set pressure at the wellhead is 2.5-3.5 MPa.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, малая эффективность реализации способа, так как продавка скважинной жидкости осуществляется в призабойную зону пласта в процессе заполнения скважины растворителем, при этом происходит кольматация призабойной зоны пласта асфальтосмолопарафиновыми отложениями, поступающими в нее из скважины вместе со скважинной жидкостью;- firstly, the low efficiency of the implementation of the method, since the borehole fluid is pushed into the bottomhole formation zone during the filling of the well with solvent, while the bottomhole formation zone is clogged with asphalt-resin-paraffin deposits entering it from the well together with the borehole fluid;
- во-вторых, низкая надежность и бесконтрольный процесс нагревания растворителя в интервале перфорации скважины, так как в процессе спуска кабеля с нагревателем кабель может повредиться, в результате невозможно будет осуществить нагревание растворителя;- secondly, low reliability and uncontrolled process of heating the solvent in the interval of perforation of the well, since during the descent of the cable with the heater the cable may be damaged, as a result it will be impossible to heat the solvent;
- в-третьих, большие временные затраты на реализацию способа, связанные с длительностью приготовления растворителя, проведения спуско-подъемных операций на кабеле в интервал перфорации и времени на прогрев растворителя в скважине, а также технологической выдержкой в течение 12-24 ч;- thirdly, the large time spent on the implementation of the method, associated with the duration of the preparation of the solvent, the hoisting operations on the cable in the interval of perforation and the time for heating the solvent in the well, as well as technological exposure for 12-24 hours;
- в-четвертых, низкая культура производства, обусловленная отсутствием прокачки нагнетательной линии технологической жидкостью, что приводит к загрязнению территории скважины растворителем, находящимся в нагнетательной линии.- fourthly, a low production culture, due to the lack of pumping of the injection line with the process fluid, which leads to contamination of the well territory with a solvent located in the injection line.
Техническими задачами предложения являются повышение эффективности и надежности обработки призабойной зоны скважины растворителем, а также сокращение временных затрат на реализацию способа и повышение культуры производства.The technical objectives of the proposal are to increase the efficiency and reliability of the treatment of the bottom hole zone of the well with a solvent, as well as reduce the time spent on the implementation of the method and increase the production culture.
Поставленные технические задачи решаются способом обработки призабойной зоны скважины, включающим остановку скважины, заполнение растворителем асфальтосмолопарафиновых отложений скважины с эксплуатационной колонной и спущенной в нее колонной насосно-компрессорных труб, оснащенной глубинным насосом, технологическую выдержку, запуск скважины в эксплуатацию.The stated technical problems are solved by the method of treating the bottom-hole zone of the well, including shutting down the well, filling the well with asphalt-resin-paraffin deposits of the well with a production string and a tubing string lowered into it, equipped with a submersible pump, technological shutter speed, putting the well into operation.
Новым является то, что перед заполнением скважины растворителем отложений на устье скважины монтируют нагнетательную линию, проходящую через теплообменное устройство, при этом теплообменное устройство обвязывают с паропередвижной установкой и автоцистернами с растворителем и технологической жидкостью, обвязанными с насосным агрегатом, в качестве растворителя применяют растворитель парафинов нефтяной, одновременно запускают в работу паропередвижную установку и насосный агрегат, заполняют эксплуатационную колонну скважины и спущенную в нее колонну насосно-компрессорных труб растворителем, подогретым в теплообменном устройстве до температуры 75-80°C, причем температуру растворителя на выходе из теплообменного устройства поддерживают путем изменения расхода насосного агрегата, подающего растворитель из автоцистерны, при постоянных значениях температуры и расхода пара, создаваемых паропередвижной установкой на ее выходе, процесс заполнения растворителем эксплуатационной колонны скважины и спущенной в нее колонны насосно-компрессорных труб производят с одновременным вытеснением в нефтепровод скважинной жидкости, не превышая предельно допустимого давления на эксплуатационную колонну скважины, по окончании заполнения растворителем обсадной колонны скважины и спущенной в нее колонны насосно-компрессорных труб прекращают подачу пара паропередвижной установкой в темплообменное устройство, отсоединяют от насосного агрегата автоцистерну с растворителем и подсоединяют к нему автоцистерну с технологической жидкостью, насосным агрегатом подают технологическую жидкость в нагнетательную линию в объеме 1,0 м3 и прокачивают растворитель из нагнетательной линии в скважину, оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 4 ч, после чего запускают в работу глубинный насос в режиме циркуляции, по окончании 3-х циклов циркуляции растворителя запускают скважину в эксплуатацию и откачивают отработанный растворитель в нефтепровод.What is new is that before filling the well with sediment solvent, a pressure line is installed at the wellhead through the heat exchanger, while the heat exchanger is connected to a steam-moving unit and tankers with a solvent and process fluid bound to the pump unit, an oil paraffin solvent is used as a solvent , at the same time start up a steam-moving installation and a pumping unit, fill the production casing of the well and run the string of tubing inserted into it with a solvent heated in a heat exchanger to a temperature of 75-80 ° C, and the temperature of the solvent at the outlet of the heat exchanger is maintained by changing the flow rate of the pumping unit supplying the solvent from the tanker truck at constant temperatures and steam flow rates, created by the steam-moving installation at its outlet, the process of filling with the solvent the production casing of the well and the tubing string lowered into it is carried out simultaneously by replacing the borehole fluid into the oil pipeline, not exceeding the maximum permissible pressure on the production casing of the well, after filling with the solvent the casing of the borehole and the tubing string lowered into it, the steam supply is stopped by the steam-moving installation to the temperature exchange device, the tanker with the solvent is disconnected from the pump unit and a tank truck with a process fluid is connected to it, a pump unit serves the process fluid to the discharge line volume of 1.0 m 3 and the solvent is pumped from the discharge line into the well, the well is left for technological held for 4 hours, after which the work is started in subsurface pump in the circulation mode, after 3 cycles of solvent circulation run well in operation and evacuated waste solvent in the oil pipeline.
Сущность предлагаемого способа заключается в осуществлении одновременно теплового и химического методов очистки поверхности колонны насосно-компрессорных труб и эксплуатационной колонны добывающей скважины от отложений.The essence of the proposed method lies in the implementation of both thermal and chemical methods for cleaning the surface of the tubing string and production casing from deposits.
На фигуре схематично изображен предлагаемый способ обработки призабойной зоны скважины.The figure schematically shows the proposed method for processing the bottom-hole zone of the well.
Способ обработки призабойной зоны скважины реализуют следующим образом.The method of processing the bottom-hole zone of the well is implemented as follows.
Предлагаемый способ обработки призабойной зоны скважины реализуют в скважине 1 с эксплуатационной колонной 2 и спущенной в нее колонной насосно-компрессорных труб 3, оснащенной глубинным насосом 4, например электроцентробежным насосом с циркуляционным клапаном (на фигуре не показан), установленным выше насоса.The proposed method for processing the bottom-hole zone of the well is implemented in the well 1 with a production string 2 and a tubing string 3 lowered into it, equipped with a submersible pump 4, for example, an electric centrifugal pump with a circulation valve (not shown in the figure) installed above the pump.
Перед заполнением скважины 1 растворителем отложений останавливают скважину 1, т.е. отключают глубинный насос 4.Before filling the well 1 with a sediment solvent, stop the well 1, i.e. shut off the submersible pump 4.
На устье скважины (на фигуре не показано) к первой затрубной задвижке 5 скважины 1 монтируют нагнетательную линию 6, проходящую через теплообменное устройство 7. Теплообменное устройство 7 обвязывают с паропередвижной установкой 8 и автоцистерной 9 с растворителем и автоцистерной 10 с технологической жидкостью, обвязанные с насосным агрегатом 11.At the wellhead (not shown in the figure), a pressure line 6 is installed to the first annular valve 5 of the well 1, passing through the heat exchange device 7. The heat exchange device 7 is connected to a steam-moving installation 8 and a tank truck 9 with a solvent and a tank truck 10 with a process fluid, connected with a pump fluid unit 11.
В качестве растворителя применяют растворитель парафинов нефтяной, выпускаемый по ТУ 0251-062-00151638-2006.The solvent used is a petroleum paraffin solvent manufactured in accordance with TU 0251-062-00151638-2006.
Растворитель парафинов нефтяной представляет собой бензиновую фракцию, которая выделяется ректификацией или сепарацией нефти. Его моющее действие основано на избирательном растворении смолопарафиновой составляющей отложений, при этом остальные компоненты диспергируются и выносятся на поверхность потоком нефти или промывочной жидкости при промывке. Кроме того, растворитель парафинов нефтяной прост в применении, а также не требует смешивания с другими химическими компонентами на устье скважины перед закачкой в скважину 1.Petroleum paraffin solvent is a gasoline fraction, which is separated by distillation or oil separation. Its washing action is based on the selective dissolution of the resin-paraffin component of the deposits, while the remaining components are dispersed and carried to the surface by a stream of oil or washing liquid during washing. In addition, the solvent paraffin oil is easy to use, and also does not require mixing with other chemical components at the wellhead before injection into the well 1.
Одновременно запускают в работу паропередвижную установку 8, например паровую промысловую установку ППУА-1600/100, которая перекачивает пар с расходом 1600 кг/ч под давлением 3,0 МПа через теплообменное устройство 7, и насосный агрегат 11, например насосный агрегат СИН-35, который из автоцистерны 9 подает растворитель по нагнетательной линии 6 через теплообменное устройство 7 при открытой первой затрубной задвижке 5 скважины 1 по межколонному пространству 12. Растворитель, подогретый в теплообменном устройстве 7 до температуры 75-80°C, заполняет эксплуатационную колонну 2 скважины 1 и спущенную в нее колонну насоснокомпрессорных труб 3, оснащенную глубинным насосом 4 (через циркуляционный клапан).At the same time, a steam-moving installation 8 is launched, for example, a PPUA-1600/100 steam production unit, which pumps steam with a flow rate of 1600 kg / h under a pressure of 3.0 MPa through a heat exchanger 7, and a pump unit 11, for example, a SIN-35 pump unit, which from the tanker 9 delivers the solvent through the discharge line 6 through the heat exchanger 7 with the first annular valve 5 of the well 1 open through the annulus 12. The solvent heated in the heat exchanger 7 to a temperature of 75-80 ° C fills the operation , Gravitational column 2 wells 1 and deflated it nasosnokompressornyh column tube 3 equipped with a depth pump 4 (through circulation valve).
Температуру растворителя в 75-80°C на выходе из теплообменного устройства 7 поддерживают путем изменения расхода насосного агрегата 11, подающего растворитель из автоцистерны 9 при постоянных значениях температуры, создаваемых на выходе паропередвижной установки 8, например 220°C, и расхода пара 1600 кг/ч.The temperature of the solvent at 75-80 ° C at the outlet of the heat exchanger 7 is maintained by changing the flow rate of the pumping unit 11, feeding the solvent from the tanker 9 at constant temperatures created at the outlet of the steam-moving unit 8, for example 220 ° C, and a steam flow rate of 1600 kg / hours
Например, насосный агрегат 11 подает растворитель из автоцистерны 9 через теплообменное устройство 7 по нагнетательной линии 6 через открытую первую затрубную задвижку 5 в межколонное пространство 12 скважины 1 с расходом 10 л/с, при увеличении температуры растворителя на выходе из теплообменного устройства 7 выше 80°C, например до 85°C, увеличивают расход растворителя, подаваемого насосным агрегатом 11, до 15 л/с, при этом температура растворителя на выходе из теплообменного устройства 7 снижается до 75-80°C.For example, the pump unit 11 delivers the solvent from the tank truck 9 through the heat exchange device 7 via the discharge line 6 through the open first annular valve 5 to the annular space 12 of the well 1 with a flow rate of 10 l / s, with an increase in the temperature of the solvent at the outlet of the heat exchanger 7 above 80 ° C, for example, to 85 ° C, increase the flow rate of the solvent supplied by the pump unit 11 to 15 l / s, while the temperature of the solvent at the outlet of the heat exchanger 7 decreases to 75-80 ° C.
Наоборот, при снижении температуры растворителя на выходе из теплообменного устройства 7 ниже 75°C, например до 70°C, уменьшают расход растворителя, подаваемого насосным агрегатом 11, до 5 л/с, после чего температура растворителя на выходе из теплообменного устройства 7 повышается до 75-80°C.Conversely, when the temperature of the solvent at the outlet of the heat exchanger 7 decreases below 75 ° C, for example, to 70 ° C, the flow rate of the solvent supplied by the pump unit 11 is reduced to 5 l / s, after which the temperature of the solvent at the outlet of the heat exchanger 7 rises to 75-80 ° C.
Применение паропередвижной установки (ППУ) позволяет повысить надежность реализации способа, так как обеспечивает гарантированное нагревание растворителя, которым заполняют скважину. Кроме того, поддержание температуры растворителя на выходе из теплообменного устройства 7 позволяет контролировать температурный режим при заполнении скважины 1 растворителем.The use of a steam mobile installation (PUF) can improve the reliability of the method, as it ensures guaranteed heating of the solvent with which the well is filled. In addition, maintaining the temperature of the solvent at the outlet of the heat exchange device 7 allows you to control the temperature when filling the well 1 with solvent.
Процесс заполнения растворителем эксплуатационной колонны 2 скважины 1 и спущенной в нее колонны насосно-компрессорных труб 3 производят с одновременным вытеснением в нефтепровод 13 скважинной жидкости, не превышая давления предельно допустимого давления на эксплуатационную колонну 2 скважины 1, при этом вторую затрубную задвижку 14 закрывают, а линейную 15 и трубную 16 задвижки открывают. Например, предельно допустимое давление на эксплуатационную колонну 2 скважины 1 составляет 9,0 МПа, тогда давление закачки растворителя 9 из автоцистерны насосным агрегатом 11 при заполнении скважины 1 не должно превышать давления 9,0 МПа, что контролируют по показаниям манометра, установленного на насосном агрегате 11.The process of filling the production casing 2 of the well 1 with the solvent and the casing of the tubing 3 lowered into it with a solvent simultaneously displacing the well fluid into the oil pipe 13 without exceeding the pressure of the maximum allowable pressure on the production casing 2 of the well 1, while the second annular valve 14 is closed, and linear 15 and pipe 16 gate valves open. For example, the maximum allowable pressure on the production casing 2 of well 1 is 9.0 MPa, then the injection pressure of solvent 9 from the tanker with a pump unit 11 when filling well 1 should not exceed a pressure of 9.0 MPa, which is controlled by the readings of a pressure gauge installed on the pump unit eleven.
В предлагаемом способе обработки призабойной зоны скважины скважинная жидкость в процессе заполнения скважины растворителем вытесняется из скважины в нефтепровод, а не продавливается, как в прототипе, поэтому не происходит кольматации призабойной зоны пласта асфальтосмолопарафиновыми отложениями, поступающими в нее из скважины вместе со скважинной жидкостью, а это позволяет повысить эффективность обработки призабойной зоны скважины в целом.In the proposed method for processing the bottom-hole zone of the well, the borehole fluid in the process of filling the borehole with a solvent is displaced from the borehole into the oil pipeline, and is not squeezed, as in the prototype, therefore, the bottom-hole zone of the formation is not clogged with asphalt-tar-paraffin deposits entering it from the borehole together with the borehole fluid, and this improves the efficiency of processing the bottom-hole zone of the well as a whole.
По окончании заполнения растворителем эксплуатационной колонны 2 и спущенной в нее колонны насосно-компрессорных труб 3 растворитель по колонне насосно-компрессорных труб 3 через выкидную линию 16 поступает в нефтепровод 13, после этого подачу пара паропередвижной установкой 8 в теплообменное устройство 7 прекращают.After the solvent is filled in the production string 2 and the tubing string 3 lowered into it, the solvent flows through the tubing string 3 through the flow line 16 to the oil pipe 13, after which the steam supply by the steam-mobile unit 8 to the heat exchange device 7 is stopped.
В предлагаемом способе исключаются спуско-подъемные операции для прогрева нагревателем растворителя в скважине, а следовательно, сокращается время технологической выдержки и время на осуществление способа в целом.In the proposed method, hoisting operations for heating the solvent with the heater in the well are eliminated, and therefore, the time of technological exposure and the time to implement the method as a whole are reduced.
Отсоединяют от насосного агрегата 11 автоцистерну 9 с растворителем и подсоединяют автоцистерну 10 с технологической жидкостью.A tank truck 9 with a solvent is disconnected from the pump unit 11 and a tank truck 10 with a process fluid is connected.
В качестве технологической жидкости применяют, например, пресную воду плотностью 1000 кг/м3 с добавлением поверхностно-активного вещества МЛ-81Б, выпускаемого по ТУ 2481-007-48482528-99 в количестве 0,2% от объема пресной воды.As a process fluid, for example, fresh water with a density of 1000 kg / m 3 with the addition of the surfactant ML-81B, produced according to TU 2481-007-48482528-99 in the amount of 0.2% of the volume of fresh water, is used.
Насосным агрегатом 11 подают технологическую жидкость из автоцистерны 10 в нагнетательную линию 6 в объеме 1,0 м3 и прокачивают растворитель по нагнетательной линии 6 через теплообменное устройство 7 при выключенной паропередвижной установке 8 в скважину 1. Закрывают первую затрубную задвижку 5 и отсоединяют нагнетательную линию 6 от затрубной задвижки. Оставляют скважину 1 на технологическую выдержку в течение 4 ч.The pump unit 11 serves the process fluid from the tank truck 10 to the discharge line 6 in a volume of 1.0 m 3 and the solvent is pumped through the discharge line 6 through the heat exchanger 7 with the steam-moving installation 8 turned off into the well 1. The first annular valve 5 is closed and the discharge line 6 is disconnected from the annular valve. Leave well 1 for technological exposure for 4 hours
Прокачка нагнетательной линии 6 технологической жидкостью исключает загрязнение территории скважины растворителем, находящимся в нагнетательной линии 5 при демонтаже насосного агрегата 11, автоцистерны с растворителем 9, теплообменного устройства 7, и повышает культуру производства при реализации способа.Pumping the injection line 6 with the process fluid eliminates the contamination of the well territory with a solvent located in the injection line 5 during dismantling of the pump unit 11, the tank truck with the solvent 9, and the heat exchange device 7, and increases the production culture when implementing the method.
По окончании технологической выдержки закрывают линейную задвижку 15 и открывают вторую затрубную задвижку 14. Запускают глубинный насос 4, который работает в течение 3-х циклов сам на себя, т.е. глубинный насос 4 осуществляет три круговые циркуляции растворителя: глубинный насос 4 - колонна насосно-компрессорных труб 3 - выкидная линия 16 - трубная задвижка 17 - вторая затрубная задвижка 14 - межколонное пространство 12 - глубинный насос 4.At the end of the technological exposure, close the linear valve 15 and open the second annular valve 14. Start the deep pump 4, which works for 3 cycles on itself, i.e. the deep pump 4 carries out three circular circulation of the solvent: the deep pump 4 - the string of tubing 3 - flow line 16 - pipe valve 17 - the second annular valve 14 - annular space 12 - deep pump 4.
По окончании 3-х циклов циркуляции растворителя с помощью глубинного насоса 4 открывают линейную задвижку 15 и закрывают вторую затрубную задвижку 14.At the end of 3 cycles of circulation of the solvent using a depth pump 4 open the linear valve 15 and close the second annular valve 14.
Запускают скважину 1 в эксплуатацию, т.е. включают глубинный насос 4 и откачивают им отработанный растворитель в нефтепровод 13.The well 1 is launched into operation, i.e. turn on the deep pump 4 and pump the spent solvent into the oil pipe 13.
В результате реализации предлагаемого способа сокращаются временные затраты реализации способа за счет исключения спуско-подъемных операции нагревателя на кабеле в интервал перфорации, а также время на прогрев нагревателем растворителя в скважине, кроме того, сокращается время технологической выдержки.As a result of the implementation of the proposed method, the time spent on the implementation of the method is reduced by eliminating the tripping operations of the heater on the cable during the perforation interval, as well as the time for heating the solvent in the well by the heater, in addition, the technological exposure time is reduced.
Предлагаемый способ позволяет повысить эффективность и надежность обработки призабойной зоны скважины растворителем, а также сократить продолжительность его реализации и повысить культуру производства.The proposed method allows to increase the efficiency and reliability of the treatment of the bottom hole zone of the well with a solvent, as well as reduce the duration of its implementation and increase the culture of production.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013148292/03A RU2535765C1 (en) | 2013-10-29 | 2013-10-29 | Treatment method of bottomhole zone |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013148292/03A RU2535765C1 (en) | 2013-10-29 | 2013-10-29 | Treatment method of bottomhole zone |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2535765C1 true RU2535765C1 (en) | 2014-12-20 |
Family
ID=53286113
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013148292/03A RU2535765C1 (en) | 2013-10-29 | 2013-10-29 | Treatment method of bottomhole zone |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2535765C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN105863560A (en) * | 2016-05-25 | 2016-08-17 | 辽宁瑞达石油技术有限公司 | Oil-well steam thermal washing and chemical agent composite paraffin removal system and method |
| CN106593355A (en) * | 2017-01-16 | 2017-04-26 | 西南石油大学 | Paraffin-removing unblocking well-washing device for thickened oil well and method |
| CN115012892A (en) * | 2022-07-01 | 2022-09-06 | 中国海洋石油集团有限公司 | Technological method for injection-production integrated mining through electric pump throwing and fishing |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2001247C1 (en) * | 1992-02-21 | 1993-10-15 | Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефт ной промышленности | Method for extracting asphalt tar paraffin deposition from well |
| RU2146001C1 (en) * | 1998-12-15 | 2000-02-27 | Нефтегазодобывающее управление "Альметьевнефть" | Mobile heat exchanger to heat technological fluid on well |
| RU2146003C1 (en) * | 1999-08-09 | 2000-02-27 | Открытое акционерное общество "НОКРАТОЙЛ" | Method of treatment of face zone of well |
| RU2160359C1 (en) * | 2000-05-04 | 2000-12-10 | Янин Александр Викторович | Technique of complex action of face zone of well |
| RU2184221C1 (en) * | 2001-07-16 | 2002-06-27 | Пазин Александр Николаевич | Method of complex action on face zone of well |
| RU2455463C1 (en) * | 2011-09-06 | 2012-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of well repair |
| US20130014950A1 (en) * | 2011-07-14 | 2013-01-17 | Dickinson Theodore Elliot | Methods of Well Cleanout, Stimulation and Remediation and Thermal Convertor Assembly for Accomplishing Same |
-
2013
- 2013-10-29 RU RU2013148292/03A patent/RU2535765C1/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2001247C1 (en) * | 1992-02-21 | 1993-10-15 | Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефт ной промышленности | Method for extracting asphalt tar paraffin deposition from well |
| RU2146001C1 (en) * | 1998-12-15 | 2000-02-27 | Нефтегазодобывающее управление "Альметьевнефть" | Mobile heat exchanger to heat technological fluid on well |
| RU2146003C1 (en) * | 1999-08-09 | 2000-02-27 | Открытое акционерное общество "НОКРАТОЙЛ" | Method of treatment of face zone of well |
| RU2160359C1 (en) * | 2000-05-04 | 2000-12-10 | Янин Александр Викторович | Technique of complex action of face zone of well |
| RU2184221C1 (en) * | 2001-07-16 | 2002-06-27 | Пазин Александр Николаевич | Method of complex action on face zone of well |
| US20130014950A1 (en) * | 2011-07-14 | 2013-01-17 | Dickinson Theodore Elliot | Methods of Well Cleanout, Stimulation and Remediation and Thermal Convertor Assembly for Accomplishing Same |
| RU2455463C1 (en) * | 2011-09-06 | 2012-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of well repair |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN105863560A (en) * | 2016-05-25 | 2016-08-17 | 辽宁瑞达石油技术有限公司 | Oil-well steam thermal washing and chemical agent composite paraffin removal system and method |
| CN106593355A (en) * | 2017-01-16 | 2017-04-26 | 西南石油大学 | Paraffin-removing unblocking well-washing device for thickened oil well and method |
| CN115012892A (en) * | 2022-07-01 | 2022-09-06 | 中国海洋石油集团有限公司 | Technological method for injection-production integrated mining through electric pump throwing and fishing |
| CN115012892B (en) * | 2022-07-01 | 2023-09-29 | 中国海洋石油集团有限公司 | Technological method for injection and production integrated exploitation through electric pump casting and dragging |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2740941C (en) | Process for solvent assisted in situ bitumen recovery startup | |
| NO337390B1 (en) | Method for pumping fluid into a wellbore and assembly for treating a site in a soil formation | |
| RU2340769C1 (en) | Method of development and exploration of wells and of intensifying of oil-gas influx of heavy high viscous oils and facility for implementation of this method | |
| RU2478164C1 (en) | Development method of oil deposit located above gas deposit and separated from it with non-permeable interlayer | |
| RU2421602C1 (en) | Procedure for well operation | |
| RU2303172C1 (en) | Well jet plant and its operation method | |
| RU2535765C1 (en) | Treatment method of bottomhole zone | |
| RU2315171C1 (en) | Method for water influx zone isolation inside well | |
| RU2695724C1 (en) | Method of asphalt-resin-paraffin deposits from an oil well | |
| RU2438006C1 (en) | Procedure for control of paraffine deposits in oil-gas wells | |
| RU2525413C2 (en) | Method of production of oils, gas condensates and gases from deposits and provision of continuous operation of production and injection wells | |
| RU2485293C1 (en) | Method of borehole transfer and unit for transfer of liquid from upper well formation to lower one with filtration | |
| CA2935652A1 (en) | Heavy oil extraction using liquids swept along by gas | |
| CN111911117B (en) | Combustible ice exploitation pipe column heated by stratum energy and operation method thereof | |
| RU2651728C1 (en) | Method of removing aspo from well equipment | |
| RU2620692C1 (en) | High-viscosity oil well development method | |
| RU2553129C1 (en) | Well dewaxing method | |
| RU2317407C1 (en) | Well operation method | |
| RU2550776C1 (en) | Well operation method | |
| RU2582363C1 (en) | Method for thermal effect on bottomhole formation zone with high-viscosity oil and device therefor | |
| RU2531957C1 (en) | Device for cleaning wells of tar-resin-paraffin sediments | |
| RU2495231C1 (en) | Flushing method for wells with lost-circulation formation | |
| RU2537430C1 (en) | Method of cleaning of near wellbore region of injection wells | |
| RU2014119600A (en) | METHOD FOR PRODUCING FLUID FROM TWO STRESSES OF ONE WELL AND PUMP-EJECTOR INSTALLATION FOR ITS IMPLEMENTATION | |
| US20120073820A1 (en) | Chemical Injector for Wells |