RU2604891C1 - Method of cleaning bottomhole zone of formation of injection well - Google Patents
Method of cleaning bottomhole zone of formation of injection well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2604891C1 RU2604891C1 RU2015141647/03A RU2015141647A RU2604891C1 RU 2604891 C1 RU2604891 C1 RU 2604891C1 RU 2015141647/03 A RU2015141647/03 A RU 2015141647/03A RU 2015141647 A RU2015141647 A RU 2015141647A RU 2604891 C1 RU2604891 C1 RU 2604891C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- volume
- tubing
- formation
- well
- perforated
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 71
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 68
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims abstract description 45
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims abstract description 45
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 title claims abstract description 40
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 23
- 230000004044 response Effects 0.000 claims abstract description 20
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 17
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 16
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 15
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims abstract description 11
- 230000008021 deposition Effects 0.000 claims abstract description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 35
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 5
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 claims description 5
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 3
- 239000013543 active substance Substances 0.000 claims description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 4
- 238000011109 contamination Methods 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 abstract description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 53
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 9
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 8
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 7
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 4
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 229920002959 polymer blend Polymers 0.000 description 2
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- 230000002925 chemical effect Effects 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 230000003449 preventive effect Effects 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Cleaning In General (AREA)
Abstract
Description
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ, К КОТОРОЙ ОТНОСИТСЯ ИЗОБРЕТЕНИЕFIELD OF THE INVENTION
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам очистки призабойной зоны нефтяного пласта, ухудшившего свои эксплуатационные показатели вследствие загрязнения прискважинной зоны.The invention relates to the oil industry, and in particular to methods for cleaning the bottom-hole zone of an oil reservoir that has worsened its performance due to contamination of the downhole zone.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИBACKGROUND
Известны способы очистки призабойной зоны нагнетательных скважин с использованием физико-химического воздействия, в которых помимо специальных химических реагентов используются различные дополнительные внутрискважинные приспособления и оборудование (Р.С. Яремийчук, Ю.Д. Кочмар «Вскрытие продуктивных горизонтов и освоение скважин». Львов: Высшая школа, 1982 г., 152 с.; RU 2140531, МПК Е21В 43/22, опубл. 27.10.1999).Known methods for cleaning the bottom-hole zone of injection wells using physical and chemical effects, in which in addition to special chemical reagents, various additional downhole tools and equipment are used (RS Yaremiichuk, Yu.D. Kochmar “Opening of productive horizons and development of wells.” Lviv: Higher school, 1982, 152 pp .; RU 2140531, IPC Е21В 43/22, publ. 10.27.1999).
Недостатком этих способов является то, что при их осуществлении требуются большие дополнительные затраты, связанные с привлечением бригад подземного и капитального ремонта скважин с установкой дополнительного внутрискважинного и поверхностного оборудования, при этом загрязнения в разводящем трубопроводе остаются и при дальнейшей эксплуатации постепенно вымываются перекачиваемой по трубопроводу жидкостью, что ухудшает ее свойства.The disadvantage of these methods is that their implementation requires large additional costs associated with attracting teams of underground and overhaul wells with the installation of additional downhole and surface equipment, while the contaminants in the distribution pipe remain and are further washed gradually with the fluid pumped through the pipeline, which degrades its properties.
Известен способ очистки призабойной зоны нагнетательных скважин (RU 2165012, МПК Е21В 43/25, опубл. 10.04.2000), включающий закачку воды в нагнетательные скважины, вскрывшие пласты различной проницаемости, очистку призабойной зоны низкоприемистых скважин путем излива воды в водовод и скважины с более высокой проницаемостью.There is a method of cleaning the bottom-hole zone of injection wells (RU 2165012, IPC ЕВВ 43/25, publ. 04/10/2000), which includes pumping water into injection wells that have opened formations of various permeability, cleaning the bottom-hole zone of low-pressure wells by pouring water into a water conduit and wells with more high permeability.
Также известен способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины с промывкой разводящего водовода (RU 2293175, МПК Е21В 37/00, опубл. 10.02.2007), включающий выделение групп низкоприемистых и высокоприемистых нагнетательных скважин в единой гидродинамической системе, манипулирование задвижками водоводов и излив жидкости из низкоприемистых нагнетательных скважин в высокоприемистые нагнетательные скважины.Also known is a method of cleaning the bottom-hole zone of the injection well with flushing the supply conduit (RU 2293175, IPC Е21В 37/00, publ. 02/10/2007), including the allocation of groups of low-pressure and highly-sensitive injection wells in a single hydrodynamic system, manipulating the valves of the water conduits and spilling the fluid from low-pressure injection wells into highly-sensitive injection wells.
Указанные способы позволяют осуществить восстановление приемистости пластов без подземного и капитального ремонта скважин за счет излива жидкости с загрязняющими частицами из низкоприемистых скважин в высокоприемистые при работающем насосе на кустовой насосной станции.These methods make it possible to restore the injectivity of the formations without underground and major overhaul of the wells due to the outflow of liquid with polluting particles from low-reception wells into highly-sensitive ones when the pump is operating at the cluster pump station.
Недостатком указанных способов является то, что при прекращении закачки происходит перераспределение воды между низко- и высокоприемистыми скважинами, то есть происходит излив из низкоприемистых скважин в водовод (и из водовода - в высокоприемистые скважины), при этом выносимые с потоком изливающейся воды загрязнения загрязняют сам водовод, часть загрязнений (асфальто-смоло-парафиновые вещества, твердые частицы) накапливаются на стенках труб водоводов, повышая гидравлические потери. Кроме того, при возобновлении закачки воды в пласт часть вынесенных загрязнений, не удаленных из водовода, вновь попадает в призабойную зону пласта и кольматирует поровое пространство, снижая эффективность очистки.The disadvantage of these methods is that when the injection is stopped, water is redistributed between low and highly sensitive wells, that is, there is a spill from low-reception wells into a water conduit (and from a water conduit to highly sensitive wells), while the contaminants carried out with the flow of flowing water pollute the water conduit itself , part of the contaminants (asphalt-resin-paraffin substances, solid particles) accumulate on the walls of the water pipes, increasing hydraulic losses. In addition, with the resumption of water injection into the reservoir, some of the contaminants not removed from the water conduit again fall into the bottomhole zone of the formation and clogs the pore space, reducing the efficiency of treatment.
Известен также способ очистки призабойной зоны пласта от механических примесей, вносимых нагнетаемым в пласт агентом, свабированием, включающий дренирование пласта в результате периодического подъема определенных порций жидкости в колонне насосно-компрессорных труб при последовательном ступенчатом снижении уровня жидкости и соответствующем изменении глубины спуска сваба при каждом последующем ходе (В.М. Валовский, К.В. Валовский «Техника и технология свабирования скважин». М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2003 г., с. 200-203).There is also a method of cleaning the bottom-hole zone of a formation from mechanical impurities introduced by an agent injected into the formation, swabbing, including drainage of the formation as a result of periodic lifting of certain portions of liquid in the tubing string with a sequential stepwise decrease in the liquid level and a corresponding change in the depth of descent of the swab with each subsequent course (V. M. Valovsky, K. V. Valovsky “Technique and technology of swabbing wells.” M.: OJSC VNIIOENG, 2003, pp. 200-203).
Данный способ позволяет очищать призабойную зону пласта нагнетательных скважин от механических частиц, но не эффективен для различных отложений, например, асфальто-смоло-парафиновых отложений. Кроме того, при возобновлении закачки воды в пласт часть вынесенных загрязнений, не удаленных из водовода, вновь попадает в призабойную зону пласта и кольматирует поровое пространство, снижая эффективность очистки. Также в пласт попадает часть твердых частиц, оставшихся во взвешенном состоянии в колонне насосно-компрессорных труб после свабирования.This method allows you to clean the bottom-hole zone of the reservoir injection wells from mechanical particles, but is not effective for various deposits, for example, asphalt-resin-paraffin deposits. In addition, with the resumption of water injection into the reservoir, some of the contaminants not removed from the water conduit again fall into the bottomhole zone of the formation and clogs the pore space, reducing the efficiency of treatment. Also, part of the solid particles remaining in suspension in the tubing string after swabbing enters the formation.
Также известен способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины (RU 2537430, МПК Е21В 37/00, опубл. 10.01.2015), в котором 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 раствором поверхностно-активного вещества на форсированном режиме, производят посадку пакера. На устье устанавливают колонную головку, оснащенную штуцерами с вентилями. Проходные диаметры штуцеров увеличиваются снизу вверх. Циклически в зависимости от количества штуцеров производят гидросвабирование с периодической закачкой в пласт растворителя по колонне труб со ступенчатым увеличением избыточного давления закачки в каждом цикле.Also known is a method of cleaning the bottom-hole zone of the injection wellbore (RU 2537430, IPC ЕВВ 37/00, published January 10, 2015), in which at the wellhead the pipe string is equipped with a filter at the bottom, a mechanical packer is installed above the filter, over which a knock-off valve is placed , lower the pipe string into the well so that the packer is above the formation, and the filter is below the interval of perforation of the formation. The backwash is performed with a surfactant solution in forced mode, the packer is planted. At the mouth, a column head is installed, equipped with fittings with valves. The bore diameters of the fittings increase from bottom to top. Cyclically, depending on the number of fittings, hydro-swabbing is carried out with periodic injection of solvent into the reservoir along the pipe string with a stepwise increase in the excess injection pressure in each cycle.
Недостатками указанного способа является необходимость использования дополнительного оборудования в виде фильтров и компоновки штуцеров, а также необходимость постоянного присутствия ремонтной бригады на скважине для манипуляций задвижками для осуществления способа.The disadvantages of this method is the need to use additional equipment in the form of filters and fittings, as well as the need for the constant presence of a repair team at the well for manipulating valves to implement the method.
Кроме того известен способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины (RU 2332557, МПК Е21В 37/00, опубл. 27.08.2008), выбранный в качестве прототипа к настоящему изобретению, включающий закачку водогазовой смеси в нагнетательную скважину 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 этого производят излив жидкости с утилизацией выносимых из призабойной зоны пласта загрязнений и газа.In addition, there is a method of cleaning the bottom-hole zone of an injection well formation (RU 2332557, IPC ЕВВ 37/00, published on 08.27.2008), selected as a prototype of the present invention, including pumping a gas-water mixture into an injection well in a total volume of not less than the sum of the internal volume the tubing lowered into the bottom, the inner volume of the production string enclosed between the shoe of the tubing and the sole of the lower perforated layer, as well as the volume of the perforated layer, taking into account its porosity Toast in the radius of the spout. After this, a fluid is poured with the disposal of contaminants and gas carried out from the bottomhole formation zone.
Недостатками указанного способа является низкая эффективность очистки призабойной зоны пласта водогазовой смесью за один цикл излива без контроля объема отбора скважинной жидкости, а также невозможность проведения очистки за счет излива жидкости при отсутствии достаточного пластового давления (энергии пласта).The disadvantages of this method are the low efficiency of cleaning the bottom-hole formation zone with a water-gas mixture for one outflow cycle without controlling the volume of well fluid withdrawal, as well as the impossibility of cleaning due to the outflow of liquid in the absence of sufficient reservoir pressure (formation energy).
РАСКРЫТИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯSUMMARY OF THE INVENTION
Технической задачей изобретения является повышение качества очистки призабойной зоны пласта нагнетательных скважин от механических примесей и асфальто-смоло-парафиновых отложений на скважинах с недостаточным пластовым давлением для излива жидкости из пласта при оптимизации энергетических и временных затрат на очистку призабойной зоны пласта нагнетательных скважин.An object of the invention is to improve the quality of cleaning the bottom-hole zone of the injection well from mechanical impurities and asphalt-resin-paraffin deposits in wells with insufficient reservoir pressure to pour fluid from the formation while optimizing the energy and time costs of cleaning the bottom-hole zone of the formation of injection wells.
В одном из аспектов изобретения предложен способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины свабированием, включающий в себя этапы, на которых:In one aspect of the invention, a method for cleaning the bottom-hole zone of a reservoir of an injection well by swabbing is provided, comprising the steps of:
осуществляют закачку в скважину заданного объема водного раствора поверхностно-активных веществ (ПАВ), причем заданный объем водного раствора ПАВ равен сумме внутреннего объема насосно-компрессорных труб (НКТ), первого внутреннего объема эксплуатационной колонны (ЭК) и объема перфорированного пласта, охваченного дренированием;carry out the injection into the well of a predetermined volume of an aqueous solution of surface-active substances (SAS), the predetermined volume of an aqueous solution of a surfactant being equal to the sum of the internal volume of tubing (tubing), the first internal volume of the production string (EC) and the volume of the perforated formation covered by drainage;
оставляют водный раствор ПАВ на время реагирования,leave an aqueous solution of a surfactant for the duration of the reaction,
извлекают свабированием объем жидкости, который превышает сумму внутреннего объема НКТ, второго внутреннего объема ЭК и объема перфорированного пласта, охваченного дренированием, причем степень превышения определяют в зависимости от истекшего времени реагирования,extract by swabbing a volume of liquid that exceeds the sum of the internal volume of the tubing, the second internal volume of the EC and the volume of the perforated formation covered by the drainage, the degree of excess being determined depending on the elapsed response time,
ожидают осаждения твердых взвешенных частиц в зумпф скважины в течение времени ожидания,waiting for the deposition of suspended solids in the sump of the well during the waiting time,
промывают водовод перед последующим запуском нагнетательной скважины в работу.washed the water pipe before the subsequent launch of the injection well into operation.
В одном из вариантов предложен способ, в котором первый внутренний объем ЭК равен внутреннему объему ЭК, заключенному между башмаком НКТ и подошвой перфорированного пласта.In one embodiment, a method is provided in which the first internal volume of the EC is equal to the internal volume of the EC enclosed between the tubing shoe and the sole of the perforated formation.
В одном из вариантов предложен способ, в котором второй внутренний объем ЭК равен внутреннему объему ЭК, заключенному между башмаком НКТ и забоем скважины.In one embodiment, a method is proposed in which the second internal volume of the EC is equal to the internal volume of the EC enclosed between the shoe of the tubing and the bottom of the well.
В одном из вариантов предложен способ, в котором первый и второй внутренние объемы ЭК по существу равны друг другу, и каждый равен внутреннему объему ЭК, заключенному между башмаком НКТ и подошвой перфорированного пласта.In one embodiment, a method is proposed in which the first and second internal EC volumes are substantially equal to each other, and each is equal to the internal EC volume enclosed between the tubing shoe and the sole of the perforated formation.
В одном из вариантов предложен способ, в котором первый и второй внутренние объемы ЭК по существу равны друг другу, и каждый равен внутреннему объему ЭК, заключенному между башмаком НКТ и забоем скважины.In one embodiment, a method is proposed in which the first and second internal EC volumes are substantially equal to each other, and each is equal to the internal EC volume enclosed between the tubing shoe and the bottom of the well.
В одном из вариантов предложен способ, в котором объем перфорированного пласта, охваченного дренированием, определяют на основании эксплуатационных параметров скважины и характеристик пласта по следующему соотношению:In one embodiment, a method is proposed in which the volume of a perforated formation covered by drainage is determined based on the operational parameters of the well and the characteristics of the formation in the following ratio:
где Vпл - объем перфорированного пласта, охваченного дренированием,where V PL - the volume of the perforated reservoir, covered by drainage,
DЭК - внутренний диаметр эксплуатационной колонны;D EC - the inner diameter of the production casing;
Нпл - толщина перфорированного пласта;N PL - the thickness of the perforated layer;
Rпл - радиус пласта, охваченного дренированием;R PL - the radius of the reservoir covered by drainage;
m - пористость пласта.m is the porosity of the reservoir.
В одном из вариантов предложен способ, в котором радиус пласта выбирают равным Rпл=0,5 м.In one embodiment, a method is proposed in which the radius of the formation is chosen equal to R PL = 0.5 m
В одном из вариантов предложен способ, в котором извлекаемый свабированием объем жидкости определяют по следующему соотношению:In one embodiment, a method is proposed in which the volume of liquid extracted by swabbing is determined by the following ratio:
Vизвл≥Kвр·(VНКТ+V′ЭК+Vпл),V extract ≥K BP · (V tubing + V ′ EC + V PL ),
где Vизвл - извлекаемый свабированием объем жидкости;where V izvl - the volume of fluid extracted by swabbing;
VНКТ - внутренний объем НКТ;V tubing - internal tubing volume;
V′ЭК - второй внутренний объем эксплуатационной колонны;V ′ EC - the second internal volume of the production casing;
Vпл - объем перфорированного пласта, охваченного дренированием;V PL - the volume of the perforated reservoir, covered by drainage;
Квр - коэффициент учета времени реагирования.To BP - the coefficient of response time.
В одном из вариантов предложен способ, в котором для времени реагирования, составляющем двое суток, Квр выбирают равным 2.In one embodiment, a method is proposed in which, for a response time of two days, K bp is chosen equal to 2.
В одном из вариантов предложен способ, в котором для времени реагирования более двух суток, но не более трех суток, Квр выбирают равным 2,5.In one embodiment, a method is proposed in which, for a reaction time of more than two days, but not more than three days, K bp is chosen equal to 2.5.
В одном из вариантов предложен способ, в котором для времени реагирования более трех суток Квр выбирают равным 2.In one embodiment, a method is proposed in which, for a reaction time of more than three days, K bp is chosen equal to 2.
В одном из вариантов предложен способ, в котором время реагирования составляет более двух суток, но не более трех.In one embodiment, a method is proposed in which the response time is more than two days, but not more than three.
В одном из вариантов предложен способ, в котором время ожидания осаждения частиц составляет одни сутки.In one embodiment, a method is provided in which the waiting time for particle deposition is one day.
В одном из дополнительных аспектов предложена система очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины свабированием, содержащая:In one of the additional aspects of the proposed system for cleaning the bottom-hole zone of the reservoir injection swab, containing:
устьевую арматуру с подсоединенным водоводом;wellhead fittings with connected conduit;
пакер, установленный в эксплуатационной колонне (ЭК) выше уровня перфорированного пласта,a packer installed in the production casing (EC) above the level of the perforated formation,
колонну насосно-компрессорных труб (НКТ), расположенную в ЭК, причем башмак НКТ расположен ниже пакера, но выше уровня перфорированного пласта,a tubing string (tubing) located in the EC, and the tubing shoe is located below the packer, but above the level of the perforated formation,
сваб, спускаемый по колонне НКТ и выполненный с возможностью дренирования пласта посредством периодического подъема определенных порций жидкости в колонне НКТ при последовательном ступенчатом снижении уровня жидкости и соответствующем изменении глубины спуска сваба при каждом последующем ходе.swab, lowered along the tubing string and configured to drain the formation by periodically raising certain portions of fluid in the tubing string with a sequential stepwise decrease in fluid level and a corresponding change in the depth of descent of the swab with each subsequent stroke.
В одном из вариантов предложена система, в которой пакер установлен на 45-50 м выше кровли перфорированного пласта.In one embodiment, a system is proposed in which the packer is installed 45-50 m above the roof of the perforated formation.
В одном из вариантов предложена система, в которой башмак НКТ расположен на 18-20 м ниже пакера.In one embodiment, a system is proposed in which the tubing shoe is located 18-20 m below the packer.
В одном из вариантов предложена система, в которой башмак НКТ расположен на 18-20 м ниже пакера и на 28-30 м выше уровня кровли перфорированного пласта.In one embodiment, a system is proposed in which the tubing shoe is located 18-20 m below the packer and 28-30 m above the level of the roof of the perforated formation.
В одном из вариантов предложена система, в которой забой скважины расположен на 2-3 м ниже уровня подошвы перфорированного пласта.In one embodiment, a system is proposed in which the bottom of the well is located 2-3 m below the level of the bottom of the perforated formation.
При этом в каждом из вариантов предложенного способа очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины свабированием, а как следствие, и в каждом из вариантов системы для осуществления такого способа, достигается технический результат, состоящий в повышении качества очистки призабойной зоны пласта нагнетательных скважин от механических примесей и асфальто-смоло-парафиновых отложений на скважинах с недостаточным пластовым давлением для излива жидкости из пласта при оптимизации энергетических и временных затрат на очистку призабойной зоны пласта нагнетательных скважин как за счет применения водного раствора ПАВ для обработки призабойной зоны пласта, так и за счет свабирования объема жидкости, определяемого в зависимости от истекшего времени реагирования.Moreover, in each of the variants of the proposed method for cleaning the bottom-hole zone of the reservoir of the injection well by swabbing, and as a result, in each of the variants of the system for implementing this method, a technical result is achieved consisting in improving the quality of cleaning the bottom-hole zone of the reservoir of injection wells from mechanical impurities and asphalt Resin-paraffin deposits in wells with insufficient reservoir pressure for spilling fluid from the reservoir while optimizing the energy and time costs of cleaning the prize the pressure zone of the injection wells both due to the use of an aqueous surfactant solution to treat the bottom-hole zone of the formation, and due to the swabbing of the volume of fluid, determined depending on the elapsed response time.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙBRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS
На чертеже схематично показана нагнетательная скважина и система очистки призабойной зоны пласта для осуществления способа очистки призабойной зоны пласта свабированием.The drawing schematically shows an injection well and a system for cleaning the bottom-hole formation zone for implementing the method of cleaning the bottom-hole formation zone by swabbing.
ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНЫХ ВАРИАНТОВ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ИЗОБРЕТЕНИЯDESCRIPTION OF THE PREFERRED EMBODIMENTS OF THE INVENTION
Варианты осуществления не ограничиваются описанными здесь вариантами осуществления, специалисту в области техники на основе информации изложенной в описании и знаний уровня техники станут очевидны и другие варианты осуществления изобретения, не выходящие за пределы сущности и объема данного изобретения.Embodiments are not limited to the embodiments described herein, and other embodiments of the invention will be apparent to a person skilled in the art based on the information set forth in the description and knowledge of the prior art without departing from the spirit and scope of the present invention.
Элементы, упомянутые в единственном числе, не исключают множественности элементов, если отдельно не указано иное.The elements mentioned in the singular do not exclude the plurality of elements, unless specifically indicated otherwise.
Способы, раскрытые в настоящем описании, содержат один или несколько этапов или действий для достижения описанного способа. Этапы и/или действия способа могут заменять друг друга, не выходя за пределы объема формулы изобретения. Другими словами, если не определен конкретный порядок этапов или действий, порядок и/или использование конкретных этапов и/или действий может изменяться, не выходя за пределы объема формулы изобретения.The methods disclosed herein comprise one or more steps or actions to achieve the described method. The steps and / or actions of the method can replace each other without going beyond the scope of the claims. In other words, unless a specific order of steps or actions is defined, the order and / or use of specific steps and / or actions can be changed without departing from the scope of the claims.
На фигуре схематично показана нагнетательная скважина и система очистки призабойной зоны пласта для осуществления способа очистки призабойной зоны пласта свабированием, где 1 - пласт, 2 - колонна насосно-компрессорных труб, 3 - сваб, 4 - эксплуатационная колонна, 5 - башмак насосно-компрессорных труб, 6 - забой скважины, 7 - зумпф скважины, 8 - водовод, 9 - пакер, 10 - устьевая арматура.The figure schematically shows an injection well and a bottomhole formation cleaning system for implementing a method for cleaning a bottomhole formation zone by swabbing, where 1 is a formation, 2 is a tubing string, 3 is a swab, 4 is a production string, 5 is a shoe of tubing 6 - bottom hole, 7 - sump well, 8 - water conduit, 9 - packer, 10 - wellhead fittings.
Способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины свабированием включает в себя следующую последовательность действий.The method of cleaning the bottom-hole zone of the formation of the injection well by swabbing includes the following sequence of actions.
На нагнетательной скважине, на которой наблюдается снижение приемистости из-за кольматации пор, производится закачка объема водного раствора поверхностно-активных веществ равного сумме внутреннего объема насосно-компрессорных труб, первого внутреннего объема эксплуатационной колонны и объема перфорированного пласта, охваченного дренированием:At the injection well, in which there is a decrease in injectivity due to pore clogging, the volume of an aqueous solution of surfactants is equal to the sum of the internal volume of the tubing, the first internal volume of the production string and the volume of the perforated formation covered by drainage:
где Vзак - закачиваемый объем водного раствора поверхностно-активных веществ;where V Zack - injected volume of an aqueous solution of surfactants;
VНКТ - внутренний объем НКТ;V tubing - internal tubing volume;
VЭК - первый внутренний объем эксплуатационной колонны;V EC - the first internal volume of the production string;
Vпл - объем перфорированного пласта, охваченного дренированием;V PL - the volume of the perforated reservoir, covered by drainage;
DНКТ - внутренний диаметр НКТ;D tubing - the inner diameter of the tubing;
lНКТ - длина колонны НКТ;l tubing - the length of the tubing string;
DЭК - внутренний диаметр эксплуатационной колонны;D EC - the inner diameter of the production casing;
L - расстояние между башмаком НКТ и подошвой перфорированного пласта;L is the distance between the tubing shoe and the sole of the perforated formation;
Нпл - толщина перфорированного пласта;N PL - the thickness of the perforated layer;
Rпл - радиус пласта, охваченного дренированием (для условий Ромашкинского месторождения Rпл=0,5 м);R PL - radius of the formation covered by drainage (for conditions Romashkinskoye field R PL = 0.5 m);
m - пористость пласта.m is the porosity of the reservoir.
В качестве водного раствора ПАВ может быть использован 0,3-1% раствора МЛ-81Б (ТУ 2481-007-48482528-99) на основе пресной воды.As an aqueous solution of a surfactant, a 0.3-1% solution of ML-81B (TU 2481-007-48482528-99) based on fresh water can be used.
Оставляют водный раствор ПАВ на время реагирования. Под временем реагирования следует понимать интервал времени, за который водный раствор ПАВ реагирует или вступает во взаимодействие с участком призабойной зоны пласта (ПЗП) для его очистки. В предпочтительном варианте осуществления время реагирования составляет не менее двух суток, и предпочтительно, чуть более двое суток, например, двое суток и два-три часа, что обеспечивает надежное отмывание асфальто-смоло-парафиновых отложений.An aqueous surfactant solution is left for the duration of the reaction. The response time should be understood as the time interval during which the aqueous surfactant solution reacts or interacts with the section of the bottomhole formation zone (PZP) to clean it. In a preferred embodiment, the response time is at least two days, and preferably a little more than two days, for example, two days and two to three hours, which ensures reliable washing of asphalt-resin-paraffin deposits.
Извлекают свабированием объем жидкости, который превышает сумму внутреннего объема НКТ, второго внутреннего объема ЭК и объема перфорированного пласта, охваченного дренированием, причем степень превышения определяют в зависимости от истекшего времени реагирования:The volume of fluid that exceeds the sum of the internal volume of the tubing, the second internal volume of the EC and the volume of the perforated formation covered by the drainage is extracted by swabbing, and the degree of excess is determined depending on the elapsed response time:
где Vизвл - извлекаемый свабированием объем жидкости;where V izvl - the volume of fluid extracted by swabbing;
VНКТ - внутренний объем НКТ, определяемый по формуле (2);V tubing - the internal volume of tubing, determined by the formula (2);
V′ЭК - второй внутренний объем эксплуатационной колонны;V ′ EC - the second internal volume of the production casing;
L′ - расстояние между башмаком НКТ и забоем скважины;L ′ is the distance between the tubing shoe and the bottom of the well;
Vпл - объем перфорированного пласта, охваченного дренированием, определяемый по формуле (4).V PL - the volume of the perforated reservoir, covered by drainage, determined by the formula (4).
Квр - коэффициент учета времени реагирования.To BP - the coefficient of response time.
Следует иметь в виду, что коэффициент учета времени реагирования выбирают в зависимости от истекшего времени реагирования. Как уже было сказано, в одном из предпочтительных вариантов оно составляет двое суток, и тогда Квр выбирают равным 2. В дополнительных вариантах осуществления способа для времени реагирования более двух суток, но не более трех суток, Квр выбирают из диапазона 2-2,5, и предпочтительно равным 2,5, и для времени реагирования более трех суток Квр выбирают равным 2, т.к. дальнейшее увеличение времени реагирования водного раствора ПАВ не сказывается на качестве очистки ПЗП, тогда как дальнейшее увеличение коэффициента учета времени реагирования приведет к увеличению энергозатрат, связанных с извлечением жидкости из скважины.It should be borne in mind that the response time factor is selected depending on the elapsed response time. As already mentioned, in one of the preferred options it is two days, and then K bp is chosen equal to 2. In additional embodiments of the method for a reaction time of more than two days, but not more than three days, K bp is selected from the range 2-2, 5, and preferably equal to 2.5, and for a reaction time of more than three days, K bp is chosen equal to 2, because a further increase in the response time of an aqueous surfactant solution does not affect the quality of the cleaning of the bottom-hole zone, while a further increase in the coefficient of accounting for the response time will lead to an increase in energy costs associated with the extraction of fluid from the well.
Дополнительно, при извлечении объема жидкости свабированием ответственным работником могут отбираться пробы извлекаемой из скважины жидкости на содержание твердых частиц (ТВЧ). Пробы впоследствии могут направляться в лабораторию для анализа или анализироваться на месте с применением стандартных лабораторно-измерительных средств, известных в уровне техники. В качестве неограничивающего примера ниже приведены результаты анализа проб, взятых при свабировании на скважине №6080б:Additionally, when extracting the volume of fluid by swabbing, a person in charge can take samples of the fluid extracted from the well for the content of solid particles (HD). Samples can subsequently be sent to the laboratory for analysis or analyzed on site using standard laboratory measuring equipment known in the art. As a non-limiting example, the following are the results of the analysis of samples taken during swabbing at well No. 6080b:
Из результатов взятых проб видно, что при свабировании с применением МЛ-81Б, ТВЧ в излитой жидкости достигает 673,8 мг/л (Проба 2), тогда как предельное содержание ТВЧ в воде 80 мг/л. После извлечения приблизительно 18 м3 (Проба 5), что в два с половиной раза превышает сумму внутреннего объема НКТ, второго внутреннего объема ЭК и объема перфорированного пласта, охваченного дренированием, содержание ТВЧ в жидкости падает ниже предельного содержания ТВЧ в воде, что говорит об эффективной очистке ПЗП.From the results of the samples taken, it can be seen that when swabbing with the use of ML-81B, the HDTV in the poured liquid reaches 673.8 mg / L (Sample 2), while the limiting content of the HDTV in the water is 80 mg / L. After extraction of approximately 18 m 3 (Sample 5), which is two and a half times the sum of the internal volume of tubing, the second internal volume of EC and the volume of the perforated formation covered by drainage, the content of HDTV in the liquid falls below the limiting content of HDTV in water, which indicates effective cleaning of PZP.
В одном из дополнительных вариантов осуществления изобретения способ может содержать дополнительные этапы, на которых при извлечении жидкости отбирают пробы для оценки содержания твердых частиц, и завершают этап извлечения жидкости из скважины, когда содержание твердых частиц в жидкости падает ниже 80 мг/л, что свидетельствует о полной очистке ПЗП, т.к. на поверхность из скважины по существу поступает чистая вода. Пробы могут отбираться после каждого хода сваба или с другим заданным интервалом, например, через каждые 2,5-3 м3 извлеченной жидкости или через каждые 20-30 минут после начала свабирования. В таком случае возможно автоматическое или ручное управление работой сваба, и автоматическая или ручная остановка операции свабирования после выполнения вышеобозначенного условия. В любом случае, свабирование не может быть завершено раньше, чем из скважины будет извлечен объем жидкости Vизвл, определенный по соотношению (5). В одном из дополнительных вариантов осуществления изобретения способ может содержать дополнительные этапы, на которых извлечение жидкости ведут до того момента, пока объем извлеченной жидкости не превысит объем закаченного водного раствора ПАВ в 2-2,5 раза, предпочтительно в 2,5 раза. В дополнительных вариантах также могут быть предусмотрены этапы, на которых ведут извлечение жидкости до превышения объема извлеченной жидкости объема закаченного водного раствора ПАВ вдвое, после чего осуществляю отбор проб, и решение об остановки извлечении скважинной жидкости принимают, на основе сравнения содержания ТВЧ в извлекаемой жидкости с предельным содержанием ТВЧ в воде, как было описано выше.In one of the additional embodiments of the invention, the method may include additional steps, in which, when extracting the fluid, samples are taken to estimate the solids content, and the stage of extracting the fluid from the well is completed when the solids content in the fluid drops below 80 mg / L, which indicates complete cleaning of the PPP, as pure water essentially enters the surface from the well. Samples may be taken after each swab stroke or at other specified intervals, for example, every 2.5-3 m 3 of the recovered fluid or every 20-30 minutes after the start of swabbing. In this case, automatic or manual control of the swab operation is possible, and automatic or manual stop of the swab operation after fulfilling the above conditions. In any case, swabbing cannot be completed before the volume of fluid V extracted , determined by relation (5), is extracted from the well. In one of the additional embodiments of the invention, the method may include additional steps, in which the liquid is extracted until the volume of the extracted liquid exceeds the volume of the injected aqueous surfactant solution by 2-2.5 times, preferably 2.5 times. In additional embodiments, steps can also be provided in which the fluid is extracted until the volume of the extracted fluid exceeds the volume of the injected surfactant aqueous solution by half, after which I carry out sampling, and the decision to stop the extraction of the well fluid is made, based on a comparison of the HDTV content in the extracted fluid with the maximum content of HDTV in water, as described above.
В предпочтительном варианте осуществления способа первый внутренний объем ЭК равен внутреннему объему ЭК, заключенному между башмаком НКТ и подошвой перфорированного пласта, а второй внутренний объем ЭК равен внутреннему объему ЭК, заключенному между башмаком НКТ и забоем скважины.In a preferred embodiment of the method, the first internal EC volume is equal to the internal EC volume enclosed between the tubing shoe and the sole of the perforated formation, and the second internal EC volume is equal to the internal EC volume enclosed between the tubing shoe and the bottom of the well.
В дополнительных вариантах осуществления способа первый и второй внутренние объемы ЭК могут быть по существу равны друг другу, и каждый может быть равен внутреннему объему ЭК, заключенному между башмаком НКТ и подошвой перфорированного пласта, в других дополнительных вариантах осуществления первый и второй внутренние объемы ЭК также могут быть по существу равны друг другу, и каждый равен внутреннему объему ЭК, заключенному между башмаком НКТ и забоем скважины.In additional embodiments of the method, the first and second internal volumes of EC can be essentially equal to each other, and each can be equal to the internal volume of EC enclosed between the shoe of the tubing and the sole of the perforated formation, in other additional embodiments, the first and second internal volumes of EC can also be essentially equal to each other, and each is equal to the internal volume of the EC enclosed between the shoe of the tubing and the bottom of the well.
Ожидают осаждения твердых взвешенных частиц в зумпф скважины в течение времени ожидания. В предпочтительном варианте осуществления способа время ожидания составляет не менее суток, и предпочтительно, ровно одни сутки, что позволяет избежать закачки в пласт части твердых частиц, оставшихся во взвешенном состоянии в колонне НКТ после свабирования.Precipitation of solid suspended particles in the sump of the well is expected during the waiting time. In a preferred embodiment of the method, the waiting time is at least one day, and preferably exactly one day, which avoids the injection into the formation of part of the solid particles remaining in suspension in the tubing string after swabbing.
Промывают водовод перед запуском нагнетательной скважины в работу, что исключает закачку в пласт механических примесей и асфальто-смоло-парафиновых отложений, скопившихся на внутренней поверхности водовода.The conduit is washed before the injection well is put into operation, which excludes the injection into the reservoir of mechanical impurities and asphalt-resin-paraffin deposits accumulated on the inner surface of the conduit.
Таким образом, заявляемый способ обеспечивает повышение качества очистки призабойной зоны пласта нагнетательных скважин от механических примесей и асфальто-смоло-парафиновых отложений на скважинах с недостаточным пластовым давлением для излива жидкости из пласта.Thus, the inventive method provides improved quality of cleaning the bottom-hole zone of the reservoir of injection wells from mechanical impurities and asphalt-resin-paraffin deposits in wells with insufficient reservoir pressure to spill fluid from the reservoir.
Также в одном из дополнительных аспектов изобретения предложена система очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины свабированием, содержащая:Also in one of the additional aspects of the invention, there is provided a system for cleaning the bottom-hole zone of a reservoir of an injection well by swabbing, comprising:
устьевую арматуру 10 с подсоединенным водоводом 8;
пакер 9, установленный в ЭК 4 выше уровня перфорированного пласта 1,a packer 9 installed in
колонну 2 НКТ, расположенную в ЭК 4, причем башмак 5 НКТ расположен ниже пакера 9, но выше уровня перфорированного пласта 1,
сваб 3, спускаемый по колонне 2 НКТ, и выполненный с возможностью дренирования пласта 1 посредством периодического подъема определенных порций жидкости в колонне 2 НКТ при последовательном ступенчатом снижении уровня жидкости и соответствующем изменении глубины спуска сваба 3 при каждом последующем ходе.
В предпочтительном варианте осуществления системы пакер 9 устанавливают на 45-50 м выше кровли перфорированного пласта 1, причем башмак 5 НКТ может быть расположен на 18-20 м ниже пакера 9. В одном из дополнительных вариантов осуществления предложена система, в которой башмак 5 НКТ расположен на 18-20 м ниже пакера 9 и на 28-30 м выше уровня кровли перфорированного пласта 1.In a preferred embodiment of the system, the packer 9 is installed 45-50 m above the roof of the perforated formation 1, and the
Забой 6 скважины предпочтительно расположен на 2-3 м ниже уровня подошвы перфорированного пласта 1, для обеспечения осаждения твердых взвешенных частиц в зумпф 7 скважины в течение времени ожидания и гарантирования того, что осажденные до уровня забоя 6 твердые взвешенные частицы не поднимутся потоком жидкости при последующей эксплуатации скважины.The
Таким образом, описанная система обеспечивает повышение качества очистки призабойной зоны пласта нагнетательных скважин от механических примесей и асфальто-смоло-парафиновых отложений на скважинах с недостаточным пластовым давлением для излива жидкости из пласта.Thus, the described system provides an increase in the quality of cleaning of the bottom-hole zone of the injection wells from mechanical impurities and asphalt-resin-paraffin deposits in wells with insufficient reservoir pressure to spill fluid from the formation.
Рассмотрим в качестве неограничивающего примера осуществление способа на скважине №23509 Ромашкинского месторождения:Consider, as a non-limiting example, the implementation of the method at well No. 23509 of the Romashkinskoye field:
Перфорированный пласт расположен на уровне 1776,8-1779,8 м и 1782,4-1783,8 м, толщина перфорированного пласта составляет 4,4 м. Пакер установили на глубине 1728,4-1730,71 м. Колонну НКТ спустили до уровня, при котором башмак НКТ расположен на глубине 1748,78 м.The perforated layer is located at the level of 1776.8-1779.8 m and 1782.4-1783.8 m, the thickness of the perforated layer is 4.4 m. The packer was installed at a depth of 1728.4-1730.71 m. The tubing string was lowered to the level at which the tubing shoe is located at a depth of 1748.78 m.
По колонне НКТ осуществляли закачку водного раствора ПАВ в объеме 7 м3 из следующего расчета: DНКТ=73 мм, толщина стенки 5 мм; lНКТ=1748,78 м; DЭК=168 мм, толщина стенки 7 мм; L=35 м; Нпл=4,4 м; Rпл=0,5 м; m=0,21. Тогда: VНКТ=5,4 м3; VЭК=0,7 м3 и Vпл=0,9 м3.Through the tubing string, an aqueous surfactant solution was injected in a volume of 7 m 3 from the following calculation: D tubing = 73 mm,
По истечении пятидесяти часов осуществляли свабированием извлечение жидкости в объеме 17,6 м3 из следующего расчета: L′=40 м, тогда V′ЭК=0,75 м3. Свабирование осуществляли посредством периодического подъема порций жидкости в колонне НКТ при последовательном ступенчатом снижении уровня жидкости и соответствующем изменении глубины спуска сваба при каждом последующем ходе. При этом объем отбираемых порций жидкости составлял около 1,2 м3, ход сваба 400 м под уровень жидкости, количество спуск-подъемов сваба - 15 циклов, общая длительность операции свабирования составила 5 часов.After fifty hours, swabbing was carried out to extract liquid in a volume of 17.6 m 3 from the following calculation: L ′ = 40 m, then V ′ EC = 0.75 m 3 . Swabbing was carried out by periodically raising portions of fluid in the tubing string with a sequential stepwise decrease in fluid level and a corresponding change in the depth of descent of the swab with each subsequent stroke. At the same time, the volume of selected portions of the liquid was about 1.2 m 3 , the swab stroke was 400 m below the liquid level, the number of swab slopes was 15 cycles, the total duration of the swab operation was 5 hours.
В результате осуществления описанного способа посредством описанной системы удалось повысить качество очистки призабойной зоны пласта от механических примесей и асфальто-смоло-парафиновых отложений для нагнетательной скважины №23509 с недостаточным пластовым давлением для излива жидкости из пласта.As a result of the implementation of the described method by means of the described system, it was possible to improve the quality of cleaning the bottom-hole zone of the formation from mechanical impurities and asphalt-resin-paraffin deposits for injection well No. 23509 with insufficient reservoir pressure to spill fluid from the formation.
Дополнительно следует отметить длительность эффекта очистки ПЗП описанным выше способом. Так для упомянутой скважины №23509 он составляет 725 суток. Ниже в таблице 1 приведены краткие сведения о приемистости (Q) этой и других скважин, на которых были проведены работы по очистке ПЗП свабированием по предложенному способу:Additionally, it should be noted the duration of the cleaning effect of the PPP as described above. So for the mentioned well No. 23509 it is 725 days. Table 1 below provides a summary of the injectivity (Q) of this and other wells that have been used to clean PZP by swabbing according to the proposed method:
Таким образом, предложенный способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины свабированием позволяет проводить весь процесс свабирования без подъема глубинно-насосного оборудования, снизить затраты на очистку ПЗП, осуществлять контроль очистки на устье нагнетательной скважины, увеличить межремонтный интервал скважины, увеличить эффективность и качество самой очистки ПЗП.Thus, the proposed method for cleaning the bottom-hole zone of the injection well reservoir by swabbing allows the entire swabbing process to be carried out without raising the downhole pumping equipment, reducing the cost of cleaning the bottom hole, monitoring the cleaning at the mouth of the injection well, increasing the well repair interval, increasing the efficiency and quality of the bottom hole cleaning itself .
Кроме того, предложенный способ может быть дополнительно рекомендован для применения при работах, связанных с реанимацией нагнетательной скважины, и при планово-предупредительной очистки скважины.In addition, the proposed method can be further recommended for use in operations related to resuscitation of an injection well, and for scheduled preventive cleaning of a well.
В приведенном выше описании примеров, термины направления (такие как «над», «верх», «ниже», «низ», «верхний», «нижний» и т.д.) используются для удобства ссылки на прилагаемые чертежи. В общем, «над», «верхний» «вверх» и аналогичные термины связаны с направлением к земной поверхности вдоль ствола скважины, и «ниже», «нижний», «вниз» и аналогичные термины связаны с направлением от земной поверхности вдоль ствола скважины, причем, ствол скважин может быть горизонтальным, вертикальным, наклонным, наклонно-направленным и т.д.In the above description of examples, directional terms (such as “above,” “top,” “below,” “bottom,” “top,” “bottom,” etc.) are used for convenient reference to the accompanying drawings. In general, “above”, “upper”, “up” and similar terms are associated with the direction to the earth’s surface along the wellbore, and “below”, “lower”, “down” and similar terms are associated with the direction of the earth’s surface along the borehole moreover, the wellbore may be horizontal, vertical, inclined, directional, etc.
Любые числовые значения, изложенные в материалах настоящего описания или на фигурах, предназначены для включения всех значений от нижнего значения до верхнего значения приращениями в один единичный элемент, при условии что есть интервал по меньшей мере в два единичных элемента между любым нижним значением и любым верхним значением. В качестве примера, если изложено, что величина составляющей или значения технологического параметра, например, такого как температура, давление, время, и тому подобное, например, имеет значение от 1 до 90, предпочтительно от 20 до 80, более предпочтительно от 30 до 70, подразумевается, что значения, такие как от 15 до 85, от 22 до 68, от 43 до 51, от 30 до 32, и т.д., в прямой форме перечислены в этом описании изобретения. Что касается значений, которые являются меньшими, чем единица, при необходимости, один единичный элемент считается имеющим значение 0,0001, 0,001, 0,01 или 0,1. Таковые являются всего лишь примерами того, что определенно подразумевается, и все возможные комбинации многочисленных значений между перечисленными самым низким значением и самым высоким значением должны считаться изложенными в прямой форме в этой заявке подобным образом. Как может быть видно, указание величин, выраженных в материалах настоящего описания в качестве «весовых долей», также предполагает такие же диапазоны, выраженные в показателях процентного отношения по массе. Таким образом, выражение в подробном описании изобретения диапазона в показателях «′x′ весовых долей результирующего состава смеси полимеров» также предполагает указание диапазонов такой же изложенной величины «′x′ в процентном отношении по массе результирующего состава смеси полимеров».Any numerical values set forth in the materials of the present description or in the figures are intended to include all values from the lower value to the upper value in increments in one unit element, provided that there is an interval of at least two unit elements between any lower value and any upper value . As an example, if it is stated that the value of the component or the value of a process parameter, for example, such as temperature, pressure, time, and the like, for example, has a value from 1 to 90, preferably from 20 to 80, more preferably from 30 to 70 , it is understood that values such as from 15 to 85, from 22 to 68, from 43 to 51, from 30 to 32, etc., are expressly listed in this description of the invention. As for values that are smaller than one, if necessary, one unit element is considered to have a value of 0.0001, 0.001, 0.01 or 0.1. These are merely examples of what is specifically implied, and all possible combinations of the multiple meanings between the lowest value listed and the highest value should be considered expressly set forth in this application in a similar manner. As can be seen, the indication of the values expressed in the materials of the present description as "weight fractions" also implies the same ranges expressed in terms of percentage by weight. Thus, the expression in the detailed description of the invention of the range in terms of “x” weight fractions of the resulting composition of the polymer mixture ”also implies indicating ranges of the same stated values of“ x ”as a percentage of the mass of the resulting composition of the polymer mixture”.
Claims (18)
осуществляют закачку в скважину заданного объема водного раствора поверхностно-активных веществ (ПАВ), причем заданный объем водного раствора ПАВ равен сумме внутреннего объема насосно-компрессорных труб (НКТ), первого внутреннего объема эксплуатационной колонны (ЭК) и объема перфорированного пласта, охваченного дренированием;
оставляют водный раствор ПАВ на время реагирования,
извлекают свабированием объем жидкости, который превышает сумму внутреннего объема НКТ, второго внутреннего объема ЭК и объема перфорированного пласта, охваченного дренированием,
причем степень превышения определяют в зависимости от истекшего времени реагирования,
ожидают осаждения твердых взвешенных частиц в зумпф скважины в течение времени ожидания,
промывают водовод перед последующим запуском нагнетательной скважины в работу.1. The method of cleaning the bottom-hole zone of the formation of the injection well by swabbing, which includes the steps in which:
carry out the injection into the well of a predetermined volume of an aqueous solution of surface-active substances (SAS), the predetermined volume of a surfactant aqueous solution being equal to the sum of the internal volume of tubing, tubing, the first internal volume of the production string (EC) and the volume of the perforated formation covered by drainage;
leave an aqueous solution of a surfactant for the duration of the reaction,
extracting by swabbing a volume of liquid that exceeds the sum of the internal volume of the tubing, the second internal volume of the EC and the volume of the perforated formation covered by the drainage,
moreover, the degree of excess is determined depending on the elapsed response time,
waiting for the deposition of suspended solids in the sump of the well during the waiting time,
washed the water pipe before the subsequent launch of the injection well into operation.
где Vпл - объем перфорированного пласта, охваченного дренированием,
DЭК - внутренний диаметр эксплуатационной колонны;
Нпл - толщина перфорированного пласта;
Rпл - радиус пласта, охваченного дренированием;
m - пористость пласта.6. The method according to p. 1, in which the volume of the perforated formation covered by drainage is determined based on the operational parameters of the well and the characteristics of the formation in the following ratio:
where V PL - the volume of the perforated reservoir, covered by drainage,
D EC - the inner diameter of the production casing;
N PL - the thickness of the perforated layer;
R PL - the radius of the reservoir covered by drainage;
m is the porosity of the reservoir.
где Vизвл - извлекаемый свабированием объем жидкости;
VНКТ - внутренний объем НКТ;
V′ЭК - второй внутренний объем эксплуатационной колонны;
Vпл - объем перфорированного пласта, охваченного дренированием;
Квр - коэффициент учета времени реагирования.8. The method according to p. 1, in which the swab volume extracted by the liquid is determined by the following ratio:
where V izvl - the volume of fluid extracted by swabbing;
V tubing - internal tubing volume;
V ′ EC - the second internal volume of the production casing;
V PL - the volume of the perforated reservoir, covered by drainage;
To BP - the coefficient of response time.
устьевую арматуру с подсоединенным водоводом;
пакер, установленный в эксплуатационной колонне (ЭК) выше уровня перфорированного пласта,
колонну насосно-компрессорных труб (НКТ), расположенную в ЭК, причем башмак НКТ расположен ниже пакера, но выше уровня перфорированного пласта,
сваб, спускаемый по колонне НКТ и выполненный с возможностью дренирования пласта посредством периодического подъема определенных порций жидкости в колонне НКТ при последовательном ступенчатом снижении уровня жидкости и соответствующем изменении глубины спуска сваба при каждом последующем ходе.14. The system of cleaning the bottom-hole zone of the formation of the injection well by swabbing, configured to implement the method according to any one of paragraphs. 1-13, containing:
wellhead fittings with connected conduit;
a packer installed in the production casing (EC) above the level of the perforated formation,
a tubing string (tubing) located in the EC, and the tubing shoe is located below the packer, but above the level of the perforated formation,
swab, lowered along the tubing string and configured to drain the formation by periodically raising certain portions of fluid in the tubing string with a sequential stepwise decrease in fluid level and a corresponding change in the depth of descent of the swab with each subsequent stroke.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015141647/03A RU2604891C1 (en) | 2015-09-30 | 2015-09-30 | Method of cleaning bottomhole zone of formation of injection well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015141647/03A RU2604891C1 (en) | 2015-09-30 | 2015-09-30 | Method of cleaning bottomhole zone of formation of injection well |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2604891C1 true RU2604891C1 (en) | 2016-12-20 |
Family
ID=58697291
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015141647/03A RU2604891C1 (en) | 2015-09-30 | 2015-09-30 | Method of cleaning bottomhole zone of formation of injection well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2604891C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2775368C1 (en) * | 2021-12-28 | 2022-06-30 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for cleaning the bottomhole formation zone of a well |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4498536A (en) * | 1983-10-03 | 1985-02-12 | Baker Oil Tools, Inc. | Method of washing, injecting swabbing or flow testing subterranean wells |
| 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 |
| RU2366807C1 (en) * | 2008-10-24 | 2009-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Flow out method of treatment of bottomhole zone of pressure well |
| RU2416024C1 (en) * | 2010-06-07 | 2011-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Procedure for treatment of bottomhole zone of pressure well |
| RU2537430C1 (en) * | 2013-10-18 | 2015-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of cleaning of near wellbore region of injection wells |
-
2015
- 2015-09-30 RU RU2015141647/03A patent/RU2604891C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4498536A (en) * | 1983-10-03 | 1985-02-12 | Baker Oil Tools, Inc. | Method of washing, injecting swabbing or flow testing subterranean wells |
| 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 |
| RU2366807C1 (en) * | 2008-10-24 | 2009-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Flow out method of treatment of bottomhole zone of pressure well |
| RU2416024C1 (en) * | 2010-06-07 | 2011-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Procedure for treatment of bottomhole zone of pressure well |
| RU2537430C1 (en) * | 2013-10-18 | 2015-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of cleaning of near wellbore region of injection wells |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2775368C1 (en) * | 2021-12-28 | 2022-06-30 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for cleaning the bottomhole formation zone of a well |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2578134C1 (en) | Method of developing oil deposits in fractured reservoirs with water oil zones | |
| RU2394153C1 (en) | Procedure for operation of high water flooded oil well | |
| RU2334867C1 (en) | Method of simultaneous-separate operation of several payout beds and installation of well for implementation of this method | |
| RU2344272C2 (en) | Well structure and method of multipay oil pool development | |
| RU2478164C1 (en) | Development method of oil deposit located above gas deposit and separated from it with non-permeable interlayer | |
| RU2433250C1 (en) | Method of oil development by using periodic operation of producer wells with operation portions varying with oil well fluid density variation | |
| RU2395672C1 (en) | Water oil well operation plant | |
| RU2447269C1 (en) | Method to develop deposit with forced product offtake and device for its realisation | |
| CN114991734A (en) | Shale gas well field drainage test optimization method based on matrix flowback capability | |
| RU2539486C1 (en) | Method for oil development with horizontal wells | |
| RU2651728C1 (en) | Method of removing aspo from well equipment | |
| RU2604891C1 (en) | Method of cleaning bottomhole zone of formation of injection well | |
| RU2431737C1 (en) | Procedure for development of oil-water deposit | |
| CN115680584B (en) | Quick prediction method for well closing casing pressure of overflow medium for injecting water into adjacent well | |
| RU2332557C1 (en) | Method for cleaning near wellbore region of injection wells | |
| RU2418942C1 (en) | Procedure for well development | |
| RU2560763C1 (en) | Method to open and develop multipay field with low poroperm reservoirs | |
| RU2463443C1 (en) | Method of development of oil deposit | |
| RU96167U1 (en) | WELL WASHING DEVICE | |
| RU105938U1 (en) | DEVICE FOR FLUID PUMPING INTO A WELL | |
| RU2809475C1 (en) | Method for isolating bottom water cone of formations located at shallow depths | |
| Mingulov et al. | On the efficiency of wastewater treatment from solid suspended particles at Tuimazaneft Oil and Gas Production Division (NGDU “Tuimazaneft”) | |
| RU2494237C1 (en) | Development method of oil deposit by water-flooding | |
| RU2474674C1 (en) | Well cleaning method | |
| RU48582U1 (en) | DEVICE FOR COLLECTING THE MATERIAL TESTED WITH SIMULTANEOUS CLEANING OF WELL BOTTOM AND BOTTOM ZONE |