RU2537430C1 - Method of cleaning of near wellbore region of injection wells - Google Patents
Method of cleaning of near wellbore region of injection wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2537430C1 RU2537430C1 RU2013146774/03A RU2013146774A RU2537430C1 RU 2537430 C1 RU2537430 C1 RU 2537430C1 RU 2013146774/03 A RU2013146774/03 A RU 2013146774/03A RU 2013146774 A RU2013146774 A RU 2013146774A RU 2537430 C1 RU2537430 C1 RU 2537430C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- string
- formation
- packer
- pipe string
- Prior art date
Links
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для восстановления приемистости нагнетательных скважин, ухудшивших свои эксплуатационные показатели вследствие загрязнения прискважинной зоны.The invention relates to the oil industry and can be used to restore the injectivity of injection wells that have worsened their performance due to contamination of the borehole zone.
Известен способ очистки призабойной зоны пласта (Аллахвердиев Р.А. Интенсификация притока методом циклического импульсного воздействия на призабойную зону пласта. Нефтепромысловое дело и транспорт нефти. - №3. - 1985. -С.10-12) путем спуска колонны труб в скважину, создания депрессии нагнетанием воздуха в межтрубное пространство и последующим продавлением его жидкостью, разрежением давления в межтрубном пространстве.A known method of cleaning the bottom-hole formation zone (Allahverdiyev R.A. Intensification of inflow by cyclic pulsed impact on the bottom-hole formation zone. Oilfield business and oil transportation. - No. 3. - 1985. -C.10-12) by lowering the pipe string into the well, creating depression by forcing air into the annulus and then pushing it with liquid, diluting the pressure in the annulus.
Недостатками способа являются:The disadvantages of the method are:
- во-первых, низкая эффективность очистки призабойной зоны пласта (ПЗП), связанная с тем, что при быстрой разрядке давления в межтрубном пространстве происходит бурное выделение газа из нефтяного пласта, что приводит к закупориванию пор пород ПЗП;- firstly, the low efficiency of cleaning the bottom-hole formation zone (BHP), due to the fact that during the rapid discharge of pressure in the annulus there is a rapid release of gas from the oil reservoir, which leads to clogging of the pores of the BHP rocks;
- во-вторых, в процессе очистки скважины происходит резкое падение давления в колонне труб и ПЗП и выброс воздуха и жидкости из колонны труб, в результате чего возможно возникновение аварийной ситуации;- secondly, in the process of cleaning the well, there is a sharp drop in pressure in the pipe string and PZP and air and liquid are ejected from the pipe string, as a result of which an emergency may occur;
- в-третьих, отсутствие предварительной стадии очистки ПЗП.- thirdly, the lack of a preliminary stage of the cleaning of the PPP.
Также известен способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины (патент RU №2306405, МПК E21B 37/00, опуб. 20.09.2007 г.), включающий выделение групп низкоприемистых и высокоприемистых нагнетательных скважин в гидродинамической системе, манипулирование задвижками водоводов и излив жидкости из низкоприемистых нагнетательных скважин в высокоприемистые нагнетательные скважины, причем излив жидкости из низкоприемистых нагнетательных скважин в высокоприемистые нагнетательные скважины осуществляют в объеме, не превышающем суммы объема спущенных в низкоприемистую нагнетательную скважину насосно-компрессорных труб и объема скважины, заключенного между башмаком насосно-компрессорных труб и кровлей перфорированного пласта, после чего излив производят в емкость в приустьевой зоне низкоприемистой нагнетательной скважины для утилизации.Also known is a method of cleaning the bottom-hole zone of the injection well reservoir (patent RU No. 2306405, IPC E21B 37/00, publ. 09/20/2007), including the allocation of groups of low-pressure and high-pressure injection wells in the hydrodynamic system, manipulation of the valves of water conduits and the discharge of fluid from the low-pressure injection wells into highly-responsive injection wells, wherein liquid is poured from low-intake injection wells into highly-responsive injection wells in a volume not exceeding the sum of the volume the tubing lowered into the low-injection well and the volume of the well enclosed between the shoe of the tubing and the roof of the perforated formation, after which the spout is produced in a reservoir in the estuarine zone of the low-receiving injection well for disposal.
Недостатками способа являются:The disadvantages of the method are:
- во-первых, низкая эффективность очистки ПЗП водогазовой смесью за один цикл излива;- firstly, the low efficiency of cleaning PZP with a water-gas mixture for one spout cycle;
- во-вторых, трудоемкость и металлоемкость реализации, так как необходимо разделить нагнетательные скважины на группы низкоприемистых и высокоприемистых нагнетательных скважин и обвязать их в гидродинамической системе;- secondly, the complexity and intensity of the implementation, since it is necessary to divide the injection wells into groups of low-pressure and high-pressure injection wells and tie them in a hydrodynamic system;
- в-третьих, в процессе излива скважинной жидкости по колонне труб в емкость с максимальным расходом происходит гидравлический удар, возникающий в процессе реализации способа, что может привести к смятию эксплуатационной колонны и разрушению скважины;- thirdly, in the process of pouring borehole fluid along a pipe string into a container with a maximum flow rate, a hydraulic shock occurs during the implementation of the method, which can lead to crushing of the production string and destruction of the well;
- в-четвертых, отсутствие предварительной стадии очистки ПЗП;- fourthly, the lack of a preliminary stage of the cleaning of the PPP;
- в-пятых, максимальное давление, создаваемое в процессе закачки продавочной жидкости, ограничено максимально допустимым давлением на эксплуатационную колонну скважины в процессе очистки ПЗП (обычно не более 9,0 МПа для скважин со сроком эксплуатации 10-15 лет).- fifthly, the maximum pressure created during the injection of the squeezing fluid is limited by the maximum allowable pressure on the production casing of the well during the cleaning of the bottomhole formation zone (usually not more than 9.0 MPa for wells with a life of 10-15 years).
Наиболее близким по технической сущности является способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины (патент RU №2332557, МПК E21B 37/00, опубл. 27.08.2008 г.), включающий спуск колонны труб в скважину, закачку воды по колонне труб в пласт, манипулирование задвижками водовода и устьевой арматуры нагнетательной скважины и излив воды с загрязнениями из призабойной зоны пласта, при этом непосредственно перед изливом осуществляют закачку водогазовой смеси в суммарном объеме не менее суммы внутреннего объема спущенных в забой насосно-компрессорных труб, внутреннего объема эксплуатационной колонны, заключенного между башмаком насосно-компрессорных труб и подошвой нижнего перфорированного пласта, а также объема перфорированного пласта с учетом его пористости в радиусе, охваченном изливом, после чего производят излив жидкости с утилизацией выносимых из призабойной зоны пласта загрязнений и газа, при этом излив из нагнетательной скважины осуществляют в емкость, расположенную в приустьевой зоне этой скважины, с максимальным расходом.The closest in technical essence is the method of cleaning the bottom-hole zone of the injection well formation (patent RU No. 2332557, IPC E21B 37/00, published August 27, 2008), including descent of the pipe string into the well, water injection through the pipe string into the formation, manipulation valves of the water conduit and wellhead reinforcement of the injection well and water spout with contamination from the bottom-hole zone of the formation, while immediately before the spout, the water-gas mixture is pumped in a total volume of at least the sum of the internal volume of the pump-compress pipes, the internal volume of the production string enclosed between the shoe of the tubing and the bottom of the lower perforated layer, as well as the volume of the perforated layer, taking into account its porosity in the radius covered by the spout, after which the liquid is poured with the disposal of contaminants removed from the bottomhole zone and gas, while the spout from the injection well is carried out in a tank located in the estuary zone of this well, with a maximum flow rate.
Недостатки данного способаThe disadvantages of this method
- во-первых, низкая эффективность очистки ПЗП водогазовой смесью за один цикл излива без контроля объема закачки.- firstly, the low efficiency of cleaning PZP with a water-gas mixture for one spout cycle without control of the injection volume.
- во-вторых, в процессе излива скважинной жидкости по колонне труб в емкость с максимальным расходом происходит гидравлический удар, возникающий в процессе реализации способа, что может привести к смятию колонны и разрушению скважины;- secondly, in the process of pouring borehole fluid along a pipe string into a container with a maximum flow rate, a hydraulic shock occurs during the implementation of the method, which can lead to crushing of the string and destruction of the well;
- в-третьих, максимальное давление, создаваемое в процессе закачки продавочной жидкости, ограничено максимально допустимым давлением на эксплуатационную колонну скважины в процессе очистки ПЗП (обычно не более 9,0 МПа для скважин со сроком эксплуатации 10-15 лет);- thirdly, the maximum pressure created during the injection of the squeezing fluid is limited by the maximum allowable pressure on the production casing of the well during the cleaning of the bottomhole formation zone (usually not more than 9.0 MPa for wells with a life of 10-15 years);
- в-четвертых, отсутствие предварительной стадии очистки ПЗП.- fourthly, the lack of a preliminary stage of the cleaning of the PPP.
Технической задачей изобретения является повышение эффективности очистки ПЗП, исключение возникновения гидравлического удара в скважине с возможностью контроля объема закачиваемого в пласт реагента и предварительной очисткой ПЗП.An object of the invention is to increase the efficiency of cleaning the bottomhole formation zone, eliminating the occurrence of water hammer in the well with the ability to control the volume of reagent injected into the formation and pre-cleaning the bottomhole zone.
Поставленная задача решается способом очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины, включающим спуск колонны труб в скважину, нагнетание жидкости по колонне труб в пласт, манипулирование задвижками и излив жидкости в емкость, расположенную в приустьевой зоне скважины,The problem is solved by a method of cleaning the bottomhole formation zone of the injection well, including the descent of the pipe string into the well, pumping fluid through the pipe string into the formation, manipulating the valves and pouring the fluid into a container located in the wellhead zone,
Новым является то, что на устье скважины колонну труб снизу оборудуют фильтром с заглушкой, выше фильтра устанавливают механический пакер, над которым размещают сбивной клапан, спускают колонну труб в скважину так, чтобы пакер находился над пластом, а фильтр находился ниже интервала перфорации пласта, выполняют обратную промывку скважины водным раствором поверхностно-активного вещества на форсированном режиме, производят посадку пакера, а на устье скважины устанавливают колонную головку, оснащенную штуцерами с вентилями, причем проходные диаметры штуцеров увеличиваются снизу вверх, затем циклически в зависимости от количества штуцеров производят гидросвабирование с периодической закачкой в пласт растворителя парафинов нефтяного по колонне труб со ступенчатым увеличением избыточного давления закачки в каждом цикле, не допуская гидравлического разрыва пласта, и изливом закачанного в пласт растворителя парафинов нефтяного по колонне труб через штуцер в емкость, расположенную в приустьевой зоне скважины, с увеличением проходного диаметра штуцера с каждым циклом излива, по окончанию гидросвабирования разрушают сбивной клапан и сообщают надпакерное пространство с колонной труб через отверстие сбивного клапана, производят свабирование жидкости из межколонного пространства скважины по колонне труб с помощью сваба, после чего производят распакеровку пакера и извлекают его с колонной труб из скважины.New is that at the wellhead a pipe string is equipped with a plug at the bottom, a mechanical packer is installed above the filter, a shut-off valve is placed over it, the pipe string is lowered into the well so that the packer is above the formation and the filter is below the formation perforation interval, backwash the well with an aqueous surfactant solution in forced mode, packer is planted, and a column head is installed at the wellhead equipped with fittings with valves, and the passage the diameters of the nozzles increase from bottom to top, then cyclically depending on the number of nozzles, they perform hydraulic swabbing with periodic injection of petroleum paraffins into the formation through a pipe string with a stepwise increase in excess injection pressure in each cycle, avoiding hydraulic fracturing, and the paraffin solvent injected into the formation oil through the pipe string through the nozzle into the reservoir located in the wellhead zone of the well, with an increase in the nozzle diameter through passage with each cycle of willow, at the end gidrosvabirovaniya destroy whipped valve and reported nadpakernoe space with the pipe string through the opening of the valve whipped produce liquid swabbing of the annular space of the well pipe string via swab, whereupon the packer and remove it from the tubular string from the well.
На фигуре схематично изображен предлагаемый способ очистки призабойной зоны пласта.The figure schematically depicts the proposed method for cleaning the bottomhole formation zone.
Предлагаемый способ реализуют следующим образом.The proposed method is implemented as follows.
Для очистки призабойной зоны пласта (ПЗП) 1 (см. фигуру) на устье нагнетательной скважины 2 колонну труб 3, например колонну насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм, снизу оборудуют фильтром 4 с заглушкой 5. Выше фильтра 4 в состав колонны труб 3 устанавливают механический пакер 6, над которым размещают сбивной клапан 7. Спускают колонну труб 3 в скважину так, чтобы пакер 6 находился над пластом 1, например на H=5 метров выше пласта 1, при этом фильтр 4 должен находиться ниже интервала перфорации 8 пласта 1, например, на h=2 метра.To clean the bottom-hole zone of the formation (PZP) 1 (see the figure), at the mouth of the injection well 2 a pipe string 3, for example a tubing string 73 mm in diameter, is equipped with a filter 4 with a plug 5. Bottom of the filter 4, pipe string 3 is installed above the filter 4 a mechanical packer 6, over which a knock-off valve 7 is placed. The pipe string 3 is lowered into the well so that the packer 6 is above the formation 1, for example, H = 5 meters above the formation 1, while the filter 4 should be below the perforation interval 8 of the formation 1, for example, at h = 2 meters.
В качестве механического пакера 6 применяют пакер любой известной конструкции, например проходного пакера с якорем с механической поворотной установкой марки ПРО-ЯМ2 производства научно-производственной фирмы «Пакер» (г. Октябрьский, Республика Башкортостан, Российская Федерация).As a mechanical packer 6, a packer of any known design is used, for example, a packer with an anchor with a mechanical rotary installation of the PRO-NM2 brand manufactured by the Packer research and production company (Oktyabrsky, Republic of Bashkortostan, Russian Federation).
Выполняют обратную промывку скважины с применением водного раствора поверхностно-активного вещества (ПАВ), например, в двойном объеме скважины, равном 22,5 м3·2=45 м3 пресной водой плотностью 1000 кг/м3 на форсированном режиме с максимальным расходом насосного агрегата, например, равным 20-25 л/с. В качестве водного раствора ПАВ, например, используют пресную воду плотностью 1000 кг/м3 с добавлением ПАВ МЛ-80Б в объеме 0,3% от объема закачиваемой жидкости. ПАВ МЛ-80Б выпускают по ТУ 2481-007-48482528-99.Perform backwash of the well with the use of an aqueous solution of a surfactant, for example, in a double well volume equal to 22.5 m 3 · 2 = 45 m 3 with fresh water with a density of 1000 kg / m 3 in forced mode with a maximum pumping rate unit, for example, equal to 20-25 l / s. As an aqueous surfactant solution, for example, fresh water with a density of 1000 kg / m 3 with the addition of ML-80B surfactant in the amount of 0.3% of the volume of injected liquid is used. Surfactants ML-80B are produced according to TU 2481-007-48482528-99.
Закачку водного раствора ПАВ в межтрубное пространство 8' (см. фигуру) скважины 2 производят с применением насосного агрегата, например ЦА-320 с циркуляцией жидкости по колонне труб 3 в желобную емкость (на фигуре не показано).The aqueous surfactant solution is injected into the annular space 8 '(see the figure) of the well 2 using a pump unit, for example, CA-320 with the circulation of fluid through the pipe string 3 into the groove tank (not shown in the figure).
Промывка водным раствором ПАВ на форсированном режиме является предварительной стадией очистки ПЗП и позволяет очистить интервалы перфорации 8 в призабойной зоне пласта 1 (см. фигуру), а при наличии солей в призабойной зоне произвести вымывания их кристаллов.Washing with an aqueous surfactant solution in forced mode is a preliminary stage of the cleaning of the bottomhole zone and allows you to clean the perforation intervals 8 in the bottomhole zone of the formation 1 (see the figure), and if there are salts in the bottomhole zone, wash their crystals.
Далее производят посадку пакера 6, а на устье скважины 2 устанавливают колонную головку 9, оснащенную, например, пятью штуцерами 10′, 10′′, 10′′′, 10′′′, 10′′′′′ с соответствующими вентилями 11′, 11′′, 11′′′, 11′′′′, 11′′′′′.Next, packer 6 is planted, and at the wellhead 2, a column head 9 is installed, equipped, for example, with five fittings 10 ′, 10 ″, 10 ″, 10 ″ ″, 10 ″ ″ ”with corresponding valves 11 ′ , 11 ″, 11 ″, 11 ″ ″, 11 ″ ″ ″.
Проходные диаметры d1, d2, d3, d4, d5. соответствующих штуцеров 10′, 10′′, 10′′′, 10′′′′, 10′′′′′ увеличиваются снизу-вверх. Проходные диаметры d1, d2, d3, d4, d5 соответствующих штуцеров 10′, 10′′, 10′′′, 10′′′′, 10′′′′′ подбирают опытным путем. Чем меньше отверстие в штуцере, тем больше сопротивление создается на пути движения жидкости при ее изливе, тем выше буферное давление в скважины и тем меньше расход жидкости при изливе.Bore diameters d 1 , d 2 , d 3 , d 4 , d 5 . the corresponding fittings 10 ′, 10 ″, 10 ″ ″, 10 ″ ″ ″, 10 ″ ″ ″ increase from the bottom up. The bore diameters d 1 , d 2 , d 3 , d 4 , d 5 of the corresponding fittings 10 ′, 10 ′ ′, 10 ″ ″, 10 ″ ″, 10 ″ ″ ″ are selected empirically. The smaller the hole in the nozzle, the greater the resistance created in the path of fluid flow during spout, the higher the buffer pressure in the well and the lower the fluid flow during spout.
Например: d1=6 мм, d2,=8 мм, d3,=10 мм, d4,=12 мм, d5=14 мм.For example: d 1 = 6 mm, d 2 , = 8 mm, d 3 , = 10 mm, d 4 , = 12 mm, d 5 = 14 mm.
Наличие штуцеров 10′, 10′′, 10′′′, 10′′′′, 10′′′′′ позволяет избежать гидравлического удара в скважине, а также исключить смятие эксплуатационной колонны и разрушение скважины.The presence of fittings 10 ′, 10 ″, 10 ″ ″, 10 ″ ″ ″, 10 ″ ″ ″ allows you to avoid water hammer in the well, as well as to eliminate collapse of the production string and destruction of the well.
Циклически в зависимости от количества штуцеров производят гидросвабирование. Так как колонная головка оснащена пятью штуцерами, то производят пять циклов гидросвабирования с периодической закачкой растворителя парафинов в пласт 1 по колонне труб 3 со ступенчатым увеличением избыточного давления закачки растворителя парафинов нефтяного (РПН) в каждом цикле, не допуская гидравлического разрыва пласта, и с изливом закачанного в пласт (РПН) по колонне труб через штуцер с уменьшением проходного сечения с каждым циклом.Cyclically, depending on the number of fittings, hydro-swabbing is carried out. Since the column head is equipped with five fittings, five hydroswabbing cycles are performed with periodic paraffin solvent injection into reservoir 1 through pipe string 3 with a stepwise increase in excess pressure of oil paraffin solvent (RPN) injection in each cycle, avoiding hydraulic fracturing, and with spout pumped into the reservoir (on-load tap-changer) through a pipe string through a fitting with a decrease in the flow area with each cycle.
Использование механического пакера 6 позволяет повысить избыточное давление, создаваемое в скважине 2 до достижения давление гидроразрыва пласта 1, так как пакер 6 предохраняет эксплуатационную колонну скважины от воздействия высоких избыточных давлений в процессе реализации способа.The use of a mechanical packer 6 allows to increase the excess pressure generated in the well 2 until the hydraulic fracturing pressure of the formation 1 is reached, since the packer 6 protects the production casing of the well from the effects of high excess pressures during the implementation of the method.
Например, давление гидроразрыва пласта составляет 30 МПа. Для того чтобы не допустить гидроразрыва пласта производят закачку РПН со ступенчатым увеличением давления закачки в каждом цикле, например, при давлениях: 17,0 МПа, 19,0 МПа, 21,0 МПА, 23,0 МПа, 25,0 МПа. В качестве РПН применяют любой известный растворитель, например растворитель Нефрас- А-130/150 по ГОСТ 26377-84.For example, hydraulic fracturing pressure is 30 MPa. In order to prevent hydraulic fracturing, the on-load tap-changer is injected with a stepwise increase in injection pressure in each cycle, for example, at pressures: 17.0 MPa, 19.0 MPa, 21.0 MPA, 23.0 MPa, 25.0 MPa. As a tap-changer, any known solvent is used, for example, Nefras-A-130/150 solvent according to GOST 26377-84.
Применение растворителя парафинов нефтяного повышает эффективность очистки пор пласта в ПЗП по сравнению с прототипом, в котором используют водогазовую смесь.The use of petroleum paraffin solvent increases the efficiency of cleaning the pores of the formation in the bottomhole formation zone compared with the prototype, which uses a water-gas mixture.
Подсоединяют нагнетательную линию насосного агрегата (на фигуре не показано), например ЦА-320, к задвижке 13 (см. фигуру). Закрывают задвижку 12, сообщающуюся с межтрубным пространством 8′, а также закрывают вентили 11′, 11′′, 11′′′, 11′′′′, 11′′′′′.Connect the discharge line of the pump unit (not shown in the figure), for example, CA-320, to the valve 13 (see the figure). The valve 12 is closed, which communicates with the annulus 8 ′, and the valves 11 ′, 11 ′ ′, 11 ′ ′ ′, 11 ′ ′ ′ ′, 11 ′ ′ ′ ′ ′ ”are also closed.
Осуществляют первый цикл.Carry out the first cycle.
Открывают задвижку 13 и с помощью насосного агрегата производят закачку РПН по колонной головке 9, колонне труб 3 через подпакерное пространство 14 в пласт 1 до достижения давления равного 17,0 МПа на манометре насосного агрегата, при этом контролируют объем закачанного РПН в пласт 1, который составляет, например, 5 м3.The valve 13 is opened and the on-load tap-changer is injected by the pump head 9, the pipe string 3 through the under-packer space 14 into reservoir 1 until a pressure of 17.0 MPa is reached on the pressure gauge of the pump unit, and the volume of the loaded on-load tap-changer into reservoir 1 is controlled is, for example, 5 m 3 .
После чего закрывают задвижку 13 и открывают вентиль 11′ и изливают из пласта 1, закачанного в него РПН по колонне труб 3, колонную головку 9, открытый вентиль 11′, штуцер 10′ диметром 6 мм в емкость, расположенную в приустьевой зоне скважины 1.After that, the valve 13 is closed and the valve 11 ′ is opened and poured out from the reservoir 1, the on-load tap-changer pumped into it through the pipe string 3, the column head 9, the open valve 11 ′, the nozzle 10 ′ with a diameter of 6 mm into a container located in the wellhead zone 1.
Осуществляют второй цикл.Carry out a second cycle.
Открывают задвижку 13 и с помощью насосного агрегата производят закачку РПН по колонной головке 9, колонне труб 3 через подпакерное пространство 14 в пласт 1 до достижения давления, равного 19,0 МПа на манометре насосного агрегата, при этом контролируют объем закачанного РПН в пласт 1, который составляет, например 7 м3.The valve 13 is opened and the on-load tap-changer is injected by the pump head 9, the pipe string 3 through the under-packer space 14 into reservoir 1 until a pressure of 19.0 MPa is reached on the pressure gauge of the pump unit, while the volume of the loaded on-load tap-changer into reservoir 1 is controlled which is, for example, 7 m 3 .
После чего закрывают задвижку 13, открывают вентиль 11" и изливают из пласта 1, закачанного в него РПН по колонне труб 3, колонную головку 9, открытый вентиль 11′′, штуцер 10′′ диметром 8 мм в емкость, расположенную в приустьевой зоне скважины 1.Then the valve 13 is closed, the valve 11 "is opened and poured out from the reservoir 1, the on-load tap-changer pumped into it through the pipe string 3, the column head 9, the open valve 11 ″, the fitting 10 ″ with a diameter of 8 mm into the reservoir located in the wellhead zone one.
Осуществляют третий цикл.Carry out a third cycle.
Открывают задвижку 13 и с помощью насосного агрегата производят закачку РПН по колонной головке 9, колонне труб 3 через подпакерное пространство 14 в пласт 1 до достижения давления, равного 21,0 МПа на манометре насосного агрегата, при этом контролируют объем закачанного РПН в пласт 1, который составляет, например 10 м3.The valve 13 is opened and the on-load tap-changer is injected by the pump head 9, the pipe string 3 through the under-packer space 14 into reservoir 1 until a pressure of 21.0 MPa is reached on the pressure gauge of the pump assembly, while the volume of the loaded on-load tap-changer into reservoir 1 is controlled which is, for example, 10 m 3 .
После чего закрывают задвижку 13, открывают вентиль 11′′′ и изливают из пласта 1, закачанный в него РПН по колонне труб 3, колонную головку 9, открытый вентиль 11′′′, штуцер 10′′′ диметром 10 мм в емкость, расположенную в приустьевой зоне скважины 1.Then close the valve 13, open the valve 11 ″ ″ and pour out from the reservoir 1, the on-load tap-changer pumped into it through the pipe string 3, the column head 9, the open valve 11 ″ ″, the fitting 10 ″ ″ with a diameter of 10 mm into a container located in the mouth zone of the well 1.
Осуществляют четвертый цикл.Carry out the fourth cycle.
Открывают задвижку 13 и с помощью насосного агрегата производят закачку РПН по колонной головке 9, колонне труб 3 через подпакерное пространство 14 в пласт 1 до достижения давления, равного 23,0 МПа на манометре насосного агрегата, при этом контролируют объем закачанного РПН в пласт 1, который составляет, например 12 м3.The valve 13 is opened and the on-load tap-changer is injected by the pump head 9, the pipe string 3 through the under-packer space 14 into reservoir 1 until a pressure of 23.0 MPa is reached on the pressure gauge of the pump unit, and the volume of the loaded on-load tap-changer into reservoir 1 is controlled which is, for example, 12 m 3 .
После чего закрывают задвижку 13 и открывают вентиль 11′′′′′ и изливают из пласта 1 закачанный в него РПН по колонне труб 3, колонную головку 9, открытый вентиль 11′′′′, штуцер 10′′′′′ диметром 12 мм в емкость, расположенную в приустьевой зоне скважины 1.Then the valve 13 is closed and the valve 11 ″ ″ ″ is opened and the on-load tap-changer is injected from the reservoir 1 through the pipe string 3, the column head 9, the open valve 11 ″ ″, the fitting 10 ″ ″ ″ with a diameter of 12 mm in the tank located in the estuary zone of the well 1.
Осуществляют пятый цикл.Carry out the fifth cycle.
Открывают задвижку 13 и с помощью насосного агрегата производят закачку РПН по колонной головке 9, колонне труб 3 через подпакерное пространство 14 в пласт 1 до достижения давления, равного 25,0 МПа на манометре насосного агрегата, при этом контролируют объем закачанного РПН в пласт 1, который составляет, например 14 м3.The valve 13 is opened and the on-load tap-changer is injected by the pump head 9, the pipe string 3 through the under-packer space 14 into reservoir 1 until a pressure of 25.0 MPa is reached on the pressure gauge of the pump assembly, while the volume of the loaded on-load tap-changer into reservoir 1 is controlled which is, for example, 14 m 3 .
После чего закрывают задвижку 13 и открывают вентиль 11′′′′′ и изливают жидкость из пласта 1, закачанный в него РПН по колонне труб 3, колонную головку 9, открытый вентиль 11′′′′′, штуцер 10′′′′′ диметром 14 мм в емкость, расположенную в приустьевой зоне скважины 1.Then the valve 13 is closed and the valve 11 ″ ″ ″ is opened and the fluid is poured out of the reservoir 1, the on-load tap-changer pumped into it through the pipe string 3, column head 9, open valve 11 ″ ″ ″, fitting 10 ″ ″ ″ with a diameter of 14 mm in the tank located in the mouth zone of the well 1.
Увеличение объема закачанной жидкости (РПН) с каждым последующим циклом позволяет контролировать распространение обрабатываемой (очищенной) ПЗП.The increase in the volume of injected liquid (RPN) with each subsequent cycle allows you to control the distribution of the processed (purified) PZP.
В процессе гидросвабирования знакопеременные значительные по величине градиенты давления, образующиеся при распространении в пласт волны "репрессия-депрессия", разрушают структурные связи эмульсий и отложений в порах призабойной зоны, а скорости излива, регулируемые с помощью подбора проходных диаметров d1, d2, d3, d4, d5, соответствующих штуцеров 10′, 10′′, 10′′′, 10′′′, 10′′′′′ опытным путем способствуют выносу загрязнений в ствол скважины.In the process of hydraulic swabbing, alternating pressure gradients of significant magnitude, generated during the propagation of the “repression-depression” wave, destroy the structural bonds of emulsions and deposits in the pores of the bottom-hole zone, and the outflow rates are controlled by the selection of bore diameters d 1 , d 2 , d 3 , d 4 , d 5 , the corresponding fittings 10 ′, 10 ″, 10 ″ ″, 10 ″ ″, 10 ″ ″ ″ empirically contribute to the removal of contaminants into the wellbore.
По окончанию гидросвабирования разрушают сбивной клапан 7, например сбрасывают в колонну труб 3 с устья скважины 2 отрезок штанги диаметром 22 мм и длиной 1 м и сообщают межтрубное пространство 8' выше пакера 6 с колонной труб 3 через отверстие разрушенного сбивного клапана 7.At the end of the hydroswabbing, the collapse valve 7 is destroyed, for example, a segment of the rod with a diameter of 22 mm and a length of 1 m is dropped into the pipe string 3 from the wellhead 2 and the annulus 8 ′ is communicated above the packer 6 with the pipe string 3 through the hole of the destroyed pipe valve 7.
Производят свабирование жидкости из межтрубного пространства 8' скважины 2 по колонне труб 3 с помощью сваба с привлечением геофизического подъемника ПКС-5.Fluid is swabbed from the annular space 8 'of the well 2 along the pipe string 3 using a swab using the PKS-5 geophysical elevator.
Снижение уровня жидкости в межколонном пространстве 8′ производят до достижения интервала посадки механического пакера 6.A decrease in the liquid level in the annular space 8 ′ is performed until the landing interval of the mechanical packer 6 is reached.
Далее производят распакеровку механического пакера 6 и извлекают его с колонной труб 3 из скважины 2.Next, the mechanical packer 6 is unpacked and removed with the pipe string 3 from the well 2.
Предлагаемый способ позволяет повысить эффективность очистки ПЗП за счет циклической обработки ПЗП растворителем парафина нефтяным, а наличие штуцеров, установленных на колонной головке скважин, исключает возникновение гидравлического удара в скважине. Предварительная очистка ПЗП в виде обратной промывки скважины позволяет повысить эффективность гидросвабирования за счет очистки интервалов перфорации и вымывания кристаллов солей из ПЗП, а возможность контроля объема закачиваемого в пласт реагента (РПН) позволяет контролировать обрабатываемую ПЗП с каждым циклом гидросвабирования.The proposed method allows to increase the efficiency of the cleaning of the bottom hole due to the cyclic treatment of the bottom hole with a paraffin oil solvent, and the presence of fittings installed on the column head of the wells eliminates the occurrence of water hammer in the well. Preliminary cleaning of the bottom hole in the form of backwash of the well allows you to increase the efficiency of hydroswaping by cleaning the intervals of perforation and leaching of salt crystals from the bottom hole, and the ability to control the volume of reagent injected into the formation (RPN) allows you to control the processed bottom hole zone with each hydroswap cycle.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013146774/03A RU2537430C1 (en) | 2013-10-18 | 2013-10-18 | Method of cleaning of near wellbore region of injection wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013146774/03A RU2537430C1 (en) | 2013-10-18 | 2013-10-18 | Method of cleaning of near wellbore region of injection wells |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2537430C1 true RU2537430C1 (en) | 2015-01-10 |
Family
ID=53287744
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013146774/03A RU2537430C1 (en) | 2013-10-18 | 2013-10-18 | Method of cleaning of near wellbore region of injection wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2537430C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2603869C1 (en) * | 2016-03-31 | 2016-12-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of hydraulic fracturing in injection well |
| RU2604891C1 (en) * | 2015-09-30 | 2016-12-20 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of cleaning bottomhole zone of formation of injection well |
| RU2786893C1 (en) * | 2022-10-07 | 2022-12-26 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for inhibition of a well with a sucker rod pumping unit in conditions complicated by scale deposition in downhole pumping equipment |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO1992006274A1 (en) * | 1990-10-01 | 1992-04-16 | Nenniger John E | Method and apparatus for oil well stimulation |
| RU2258803C1 (en) * | 2004-04-14 | 2005-08-20 | Дыбленко Валерий Петрович | Production bed treatment method |
| RU2266405C1 (en) * | 2004-12-14 | 2005-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well bottom zone treatment method |
| RU2312211C1 (en) * | 2006-11-24 | 2007-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for well bottom zone treatment |
| RU2332557C1 (en) * | 2007-02-28 | 2008-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for cleaning near wellbore region of injection wells |
| RU2398960C1 (en) * | 2009-10-20 | 2010-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Procedure for treatment of bottomhole zone of well |
-
2013
- 2013-10-18 RU RU2013146774/03A patent/RU2537430C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO1992006274A1 (en) * | 1990-10-01 | 1992-04-16 | Nenniger John E | Method and apparatus for oil well stimulation |
| RU2258803C1 (en) * | 2004-04-14 | 2005-08-20 | Дыбленко Валерий Петрович | Production bed treatment method |
| RU2266405C1 (en) * | 2004-12-14 | 2005-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well bottom zone treatment method |
| RU2312211C1 (en) * | 2006-11-24 | 2007-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for well bottom zone treatment |
| RU2332557C1 (en) * | 2007-02-28 | 2008-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for cleaning near wellbore region of injection wells |
| RU2398960C1 (en) * | 2009-10-20 | 2010-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Procedure for treatment of bottomhole zone of well |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2604891C1 (en) * | 2015-09-30 | 2016-12-20 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of cleaning bottomhole zone of formation of injection well |
| RU2603869C1 (en) * | 2016-03-31 | 2016-12-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of hydraulic fracturing in injection well |
| RU2789899C1 (en) * | 2022-09-21 | 2023-02-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for cleaning the bottomhole formation zone of an injection well and a device for its implementation |
| RU2786893C1 (en) * | 2022-10-07 | 2022-12-26 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for inhibition of a well with a sucker rod pumping unit in conditions complicated by scale deposition in downhole pumping equipment |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2460876C1 (en) | Method for performing pulse hydraulic fracturing of carbonate formation | |
| RU2566542C1 (en) | Hydraulic fracturing method for producing formation with clay layer and bottom water | |
| RU2376455C2 (en) | Method of chemical reagent impulsive implosion bottom hole treatment, equipment for its execution, pressure impulse generator | |
| MXPA05007415A (en) | Advanced gas injection method and apparatus liquid hydrocarbon recovery complex. | |
| RU2537719C1 (en) | Method of multiple hydrofracturing of formation in open hole of horizontal well | |
| RU2490442C1 (en) | Method for well completion | |
| CN102953719A (en) | Drag type packer-less hydraulic jet pulsating acid fracturing device and method | |
| RU2520221C1 (en) | Treatment method of bottomhole zone | |
| RU2537430C1 (en) | Method of cleaning of near wellbore region of injection wells | |
| RU2432456C1 (en) | Device for development of well with swabbing | |
| RU2703093C2 (en) | Treatment method of borehole zone of low-permeable bed and device for its implementation | |
| RU2376453C2 (en) | Method of chemical reagent impulsive implosion bottom hole treatment, equipment for its execution | |
| RU2564312C1 (en) | Method of deposit hydraulic fracturing in well | |
| RU2535765C1 (en) | Treatment method of bottomhole zone | |
| RU2510456C2 (en) | Formation method of vertically directed fracture at hydraulic fracturing of productive formation | |
| RU2499134C2 (en) | Method of development of oil pool located above gas pool and separated therefrom by impermeable parting | |
| RU2740505C1 (en) | Acid treatment method of open horizontal shaft of wells | |
| RU2644361C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of a lay in the well | |
| RU2383720C1 (en) | Procedure of well bottomhole zone treatment | |
| RU2601960C1 (en) | Well bottomhole zone treatment method | |
| RU2534291C1 (en) | Wet gas or gas condensate well recovery method and its drowning prevention during its further operation | |
| RU2538009C1 (en) | Hydraulic fracturing method | |
| CN106121590A (en) | Radial level boring is windowed filter back flush apparatus | |
| RU2483200C1 (en) | Method of hydrodynamic action on bottom-hole formation zone | |
| RU2183742C2 (en) | Method of formation producing zone treatment |