SU1677278A1 - Method of bottomhole treatment - Google Patents
Method of bottomhole treatment Download PDFInfo
- Publication number
- SU1677278A1 SU1677278A1 SU884486924A SU4486924A SU1677278A1 SU 1677278 A1 SU1677278 A1 SU 1677278A1 SU 884486924 A SU884486924 A SU 884486924A SU 4486924 A SU4486924 A SU 4486924A SU 1677278 A1 SU1677278 A1 SU 1677278A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- gas
- zone
- mixture
- pumped
- formation
- Prior art date
Links
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относитс к нефтегазодобывающей промышленности, предназначено дл физико-химического воздействи на продуктивные пласты и может быть преимущественно использовано на поздней стадии эксплуатации газовых месторождений. Целью изобретени вл етс повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта. Предварительно готов т необходимые объемы используемых реагентов (газового конденсата, метанола и пенообразующе- го ПАВ). По известной технологии в скважину закачивают буферную газожидкостную смесь, например, содержащую газовый конденсат и газ, газожидкостную смесь, содержащую метанол и газ в качестве влагопоглотител , рабочую газожидкостную смесь, содержащую метанол, пенообразователь ТЭА1-М и газ в объеме, равном объему перового пространства пласта в зоне высоких скоростей фильтрации, и придавливают эту смесь газом до момента стабилизации устьевого давлени . Повтор ют аналогичным образом цикл закачки и продавливани рабочей смеси. Количество выполн емых циклов определ етс конкретными геолого-техническими услови ми использовани способа. После закачки последней порции рабочей смеси производ т продавку и оттеснение всего объема рабочей смеси в зону жидких скоростей фильтрации, в результате чего достигаетс сохранение в призабойной зоне пласта 1на более длительное врем рабочей смеси и повышение за счет этого эффективности обработки пласта, 1 ил. ON l V| Ю VI 00The invention relates to the oil and gas industry, is intended for the physicochemical effect on productive formations and can be advantageously used in the late stage of exploitation of gas fields. The aim of the invention is to improve the processing efficiency of the bottomhole formation zone. The necessary volumes of reagents used are pre-prepared (gas condensate, methanol and foaming surfactant). According to a known technology, a buffer gas-liquid mixture is pumped into the well, for example, containing gas condensate and gas, a gas-liquid mixture containing methanol and a gas as a desiccant, a working gas-liquid mixture containing methanol, a TEA1-M foaming agent and a gas in a volume equal to the volume of the first part of the formation in the zone of high filtration rates, and press this mixture down with gas until the wellhead pressure is stabilized. The injection and push cycle of the working mixture is repeated in the same way. The number of cycles performed is determined by the specific geological and technical conditions of the method. After the last portion of the working mixture is pumped, the entire volume of the working mixture is pumped into the zone of liquid filtration rates, resulting in preservation in the bottomhole formation zone 1 for a longer time of the working mixture and an increase in the treatment efficiency of the formation, 1 mud. ON l V | YO VI 00
Description
Изобретение относитс к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам обработки продуктивности пла- стов.и может быть использовано преимущественно на поздней стадии разработки газовых месторождений,The invention relates to the oil and gas industry, in particular to methods for processing the productivity of beds, and can be used mainly in the late stage of the development of gas fields,
Целью изобретени вл етс повышение эффективности обработки продуктивного пласта.The aim of the invention is to increase the processing efficiency of the productive formation.
Способ осуществл ют следующим образом .The method is carried out as follows.
В скважину при закрытом затрубном пространстве через лифтовые трубы закачивают газированный конденсат в качестве буферной жидкости, газированный метиловый спирт в качестве влагопоглотител , газированный раствор метилового спирта с пенообразователем (рабоча смесь), объем которого берут равным объему перовогоIn a well with a closed annulus, gas carbonated condensate as a buffer liquid, carbonated methyl alcohol as a desiccant, carbonated methyl alcohol solution with a frother (working mixture), the volume of which is equal to the first volume, is pumped through the lift pipes.
пространства зоны пласта с высокими скорост ми фильтрации, и продавливают ее газом до момента стабилизации устьевого давлени . В зависимости от конкретных условий (парамеров пласта, радиуса депрес- сионной воронки и др.) указанный цикл повтор ют несколько раз. После окончани последнего цикла закачки рабочую смесь продавливают газом в зону низких скоростей фильтрации пласта.spaces of the formation zone with high filtration rates, and pushing it with gas until the wellhead pressure is stabilized. Depending on the specific conditions (reservoir parameters, radius of the depression funnel, etc.), this cycle is repeated several times. After the end of the last injection cycle, the working mixture is forced by gas into the zone of low filtration rates of the formation.
Пример. Исходные геолого-технические услови в скважине: глубина залегани горизонта Н 3374 м; работающа (эффективна ) толщина пласта пэ 3,0 м; пластовое давление 4,1 МПа; коэффициент эффективной пористости тэ 0,10; диаметр скважины 0,3 м; радиус контура питани RK 200 м; длина 2 1/2 НКТ 3350м.Example. Initial geological and technical conditions in the well: depth of the horizon H 3374 m; working (effective) formation thickness pe 3.0 m; reservoir pressure 4.1 MPa; coefficient of effective porosity te 0.10; borehole diameter 0.3 m; radius of the power contour RK 200 m; length 2 1/2 tubing 3350m.
На основании уравнени распределени давлени Based on the pressure distribution equation
+ рК2-р + pK2-p
..
RKRk
ч 1П RK/RC1P RK / RC
где Рг - давление в точке пласта на рассто нии Гу от стенки скважины;where Pr is the pressure at the point of the formation at a distance Gu from the borehole wall;
Рк - пластовое давление;Рк - reservoir pressure;
Рс - забойное давление;Рс - bottomhole pressure;
RK - радиус контура питани ;RK is the radius of the power contour;
Re радиус скважины, стро т кривую распределени давлени (см. чертеж) и определ ют зоны:Re the radius of the well, build a pressure distribution curve (see drawing) and determine the zones:
А - высоких скоростей фильтрации;A - high filtration rates;
Б - повышенных скоростей фильтрации в пласте;B - increased filtration rates in the reservoir;
В - низких скоростей фильтрации.B - low filtration rates.
Определ ют объем перового пространства зоны высоких скоростей фильтрации. Зона А по формуле:The volume of the first space of the high filtration rate zone is determined. Zone A according to the formula:
т(р2. 0,1 0,4t (p2. 0.1 0.4
,2ч 2h
3,143.14
4 3,04 3,0
(72-0,32) (72-0,32)
4.6м3 , 4.6m3
где / - коэффициент вытеснени жидкости из пласта газом или газожидкостной смесью, прин тый равным 0,4.where / is the coefficient of liquid displacement from the formation by gas or gas-liquid mixture, taken equal to 0.4.
Готов т 12 м3 газового конденсата, 1,5 м метилового спирта и 6 м раствора метилового спирта с пенообразователем ТЭАС-М (5,8 м метилового спирта и 0,2 м3 ТЭАС-М) из расчета четырех циклов закачки рабочей смеси с газовым числом (степенью газировани ), равным двум в пластовых услови х, т.е. дл заполнени объема V берут 1,5 м3 метилового спирта с ТЭАС и два объема газа (3 м3 с учетом давлени в пласте, всего 4,5 м рабочей смеси при Vn - 4,5 м3.12 m3 of gas condensate, 1.5 m of methyl alcohol and 6 m of methyl alcohol solution with TEAS-M foaming agent (5.8 m of methyl alcohol and 0.2 m3 of TEAC-M) are prepared at the rate of four injection cycles of the working mixture with a gas number (degree of carbonation) equal to two in reservoir conditions, i.e. to fill the volume V, take 1.5 m3 of methyl alcohol with TEAS and two volumes of gas (3 m3 with regard to the pressure in the reservoir, only 4.5 m of the working mixture at Vn - 4.5 m3.
Трубное пространство скважины соедин ют через эжектор с насосным агрегатом 4АМ-700, а газовую линию эжектора подсоедин ют к линии промысловой газораспределительной станции.The tubular space of the well is connected through an ejector to a pump assembly 4AM-700, and the gas line of the ejector is connected to the line of the gas distribution station.
При закрытом затрубном пространстве закачивают в лифт 12м газового конденсата при одновременной подаче газа в эжектор , после чего устьевое давление стабилизуетс . Давление при закачке до эжектора составл ет Рэ до 32 МПа, после эжектора Ptp 8 МПа, на газовой линии Рг - 7With the annular space closed, 12 m of gas condensate is pumped into the elevator while simultaneously supplying gas to the ejector, after which the wellhead pressure is stabilized. The pressure during injection up to the ejector is Re up to 32 MPa, after the ejector Ptp 8 MPa, on the gas line Pr - 7
0 МПа.0 MPa.
После чего закачивают в лифт при закрытом затрубном пространстве 1,5 м3 влагопог- лотител (метилового спирта) при подаче газа в эжектор с целью снижени водонасыщен5 ности и фильтрационных сопротивлений при последующей закачке газированного спиртового раствора пенообразовател .After that, 1.5 m3 of moisture absorber (methyl alcohol) is pumped into the elevator with the closed annulus when gas is supplied to the ejector in order to reduce water saturation and filtration resistance during the subsequent injection of aerated alcohol solution of the frother.
Далее в лифт при закрытом затрубном пространстве накачивают первую порциюNext in the elevator with the closed annulus pumped the first portion
0 1,5 м3 спиртового раствора ТЭАС-М в метиловом спирте при подаче газа в эжектор Р$. дс 30 МПа, Ртр 7,5 МПа, Рг 7 МПа, и продавливают ее газом из шлейфа.0 1.5 m3 alcohol solution of TEAS-M in methyl alcohol when the gas is supplied to the ejector P $. ds 30 MPa, Rtr 7.5 MPa, Wg 7 MPa, and push it with gas from the plume.
Объем газа дл продавки ГЖС принима5 ют из расчета не менее двух-трех поровых объемов с учетомр и определ ют по расходу газа, замеренному на замерном участке.The volume of gas for the sale of SHCs is calculated on the basis of at least two or three pore volumes taking into account p and is determined by the gas flow rate measured at the measuring site.
В данном случае три поровых объема зоны А уче сом объема НКТ составл ют 23,8 м3.In this case, the three pore volumes of zone A according to the tubing volume are 23.8 m3.
0 В услови х замера (Р 8 МПа)требуемый объем газа составл ет 39 м3 и закачиваетс в скважину за 30 мин. Затем закачивают вторую порцию (1,5 м3) раствора ТЭАС в метиловом спирте при подаче газа в эжектор (Рз0 Under the measurement conditions (P 8 MPa), the required volume of gas is 39 m3 and injected into the well in 30 minutes. Then a second portion (1.5 m3) of TEAS solution in methyl alcohol is pumped in when the gas is supplied to the ejector (Pz
5 до 30 МПа, Ртр 70,5 МПа, Рг 7 МПа} и продавливают его газом в объеме 39 м , который закачивают за 40 мин.5 to 30 MPa, Rtr 70.5 MPa, Pr 7 MPa} and push it with gas in the amount of 39 m, which is pumped over 40 minutes.
При аналогичных услови х закачивают третью и четвертую порции газированного спмр0 тового раствора с пенообразователем. Затем производ т продавку и оттеснение порций газированного спиртового раствора пенообразовател за пределы зоны Б газом (3 объема пор зоны Б с учетом объема НКТUnder similar conditions, the third and fourth portions of the carbonated spray solution with a foaming agent are injected. Then, the portions of the carbonated alcohol solution of the frother outside the zone B by gas are displaced and displaced (3 pore volumes of zone B, taking into account the volume of tubing
5 264,4 м3). В услови х замера Р 8 МПа требуемый объем газа составл ет 430 м и был закачан в скважину за 4 ч.5,264.4 m3). Under the measurement conditions of P 8 MPa, the required volume of gas is 430 m and was pumped into the well over 4 hours.
После пуска скважины в работу дебит увеличилс на 6 тыс. м3/сут и работает вAfter the well was put into operation, the flow rate increased by 6 thousand m3 / day and works in
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU884486924A SU1677278A1 (en) | 1988-06-29 | 1988-06-29 | Method of bottomhole treatment |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU884486924A SU1677278A1 (en) | 1988-06-29 | 1988-06-29 | Method of bottomhole treatment |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU1677278A1 true SU1677278A1 (en) | 1991-09-15 |
Family
ID=21401103
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU884486924A SU1677278A1 (en) | 1988-06-29 | 1988-06-29 | Method of bottomhole treatment |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
SU (1) | SU1677278A1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2601879C1 (en) * | 2015-11-09 | 2016-11-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of cleaning bottom-hole formation zone of injection wells after hydraulic fracturing |
-
1988
- 1988-06-29 SU SU884486924A patent/SU1677278A1/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Авторское свидетельство СССР № 909138, кл. Е 21 В 43/27. 1979. Авторское свидетельство СССР № 966231, кл. Е 21 В 43/27, 1980. * |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2601879C1 (en) * | 2015-11-09 | 2016-11-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of cleaning bottom-hole formation zone of injection wells after hydraulic fracturing |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EP1298282A3 (en) | Method and apparatus for acidizing a subterranean well formation | |
SU1677278A1 (en) | Method of bottomhole treatment | |
RU93032009A (en) | METHOD FOR INTENSIFICATION OF OIL PRODUCTION | |
RU2393343C1 (en) | Method of supply of hydrocarbons from watering out formation | |
WO2021057760A1 (en) | Method, device, and system for low-frequency variable-pressure oil reservoir exploitation of remaining oil in pores | |
RU2090746C1 (en) | Method for regulation of development of oil deposits by waterflooding | |
SU1668646A1 (en) | Acid treatment of producing formation | |
RU2070287C1 (en) | Method for treatment of producing well bottom-hole formation zone | |
RU2170814C2 (en) | Method of oil displacement from formation | |
RU1331U1 (en) | A device for oil production from a waterlogged well | |
RU2717163C1 (en) | Treatment method of borehole zone of productive formation | |
RU2081302C1 (en) | Method for operation of flooding oil deposit | |
SU1703806A1 (en) | Drilling-in method | |
RU2078917C1 (en) | Method of development of nonuniform formations with cyclic waterflooding | |
SU1758217A1 (en) | Method of control of water flooding front in oil pools with non-uniform penetrability | |
RU2065945C1 (en) | Method of displacing crude oil from nonuniform in respect to permeability carbonate strata | |
SU1596086A1 (en) | Method of intensifying inflow from formation | |
SU1767163A1 (en) | Method for development of well | |
RU2054525C1 (en) | Method for well completion | |
RU2105144C1 (en) | Method for treating down-hole zone of producing well | |
SU972145A1 (en) | Method of hydraulic working of high-gas coal seam | |
RU2145379C1 (en) | Method of selective water shutoff in well | |
RU2109790C1 (en) | Method of secondarily opening productive formation | |
SU1723315A1 (en) | Method for working near-face zone of hole | |
SU1507977A1 (en) | Method of constructing antiseepage curtains |