SU1691511A1 - Method for controlling well deposits - Google Patents

Method for controlling well deposits Download PDF

Info

Publication number
SU1691511A1
SU1691511A1 SU894687874A SU4687874A SU1691511A1 SU 1691511 A1 SU1691511 A1 SU 1691511A1 SU 894687874 A SU894687874 A SU 894687874A SU 4687874 A SU4687874 A SU 4687874A SU 1691511 A1 SU1691511 A1 SU 1691511A1
Authority
SU
USSR - Soviet Union
Prior art keywords
well
day
gas factor
working agent
flow rate
Prior art date
Application number
SU894687874A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Борис Иванович Кравченко
Станислав Петрович Микуцкий
Original Assignee
Белорусский Научно-Исследовательский Геологоразведочный Институт
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Белорусский Научно-Исследовательский Геологоразведочный Институт filed Critical Белорусский Научно-Исследовательский Геологоразведочный Институт
Priority to SU894687874A priority Critical patent/SU1691511A1/en
Application granted granted Critical
Publication of SU1691511A1 publication Critical patent/SU1691511A1/en

Links

Landscapes

  • Treating Waste Gases (AREA)

Abstract

Изобретение относитс  к добыче нефти, газа и газоконденсата и м. б. использовано при эксплуатации скважин, наход щихс  как в промышленной разработке, так и в поисково-разведочном бурении. Цель изобретени  - повышение эффективности борьбы со скважинными отложени ми в вире гидратных пробок. Дл  этого закачивают подогретый рабочий агент в колонку труб 1 Слоа:кины 2 дл  организации удалени  отло- -енмй в заколонном надпакерном пространстве 3 при периодическом изменении давлени  в колонне труб 1 от минимальной рабочей депрессии до величины пластового давлени . Подачу подогретого рабочего агента осуществл ют периодически дополнительно в подпакерную зону 4 с дросселиро- ванием этого потока в зэколонное надпакерное пространство 3, причем отбираемую продукцию скважины 2 дросселируют на ее устье. Рабочий агент, поступа  в подпэкерную зону 4, дросселируетс  через отверстие 10 в пакере 5 и способствует удалению гмдратных лробок в заколонном пространстве 3. Воздействие рабочего агента осуществл етс  циклически с частотой циклов ,02 t, где t -суммарное врем  работы скважины в сутки, 0,02 - коэффициент размерности. 1 ил., 3 табл. СО сThis invention relates to the extraction of oil, gas and gas condensate, and b. used in the operation of wells that are both in industrial development and in exploration drilling. The purpose of the invention is to increase the effectiveness of the control of well deposits in the hydrate plug trap. For this, a heated working agent is pumped into the column of the 1-Layer: kin 2 pipelines to arrange for the removal of de-envelopes in the annular nadpaknernom space 3 with periodic changes in pressure in the string of pipes 1 from the minimum operating depression to the formation pressure. The supply of the preheated working agent is carried out periodically additionally to the sub-packer zone 4 with throttling of this flow into the zekolonnaya suprapacker space 3, and the selected production of well 2 is throttled at its mouth. The working agent, entering the sub-beaker zone 4, is throttled through the opening 10 in the packer 5 and contributes to the removal of the microblock in the annulus 3. The impact of the working agent occurs cyclically with a frequency of cycles 02 t, where t is the total time of the well operation per day, 0 , 02 - dimensionality factor. 1 dw., 3 tab. SO with

Description

т, °сt °

Дебит, т/сут Газовый фактор, м3 /тFlow rate, t / day Gas factor, m3 / t

Т, °СT, ° C

Дебит, т/сут Газовый фактор, М3/тFlow rate, t / day Gas factor, M3 / t

Т, °СT, ° C

Дебит, т/сут Газовый фактор, м3 /тFlow rate, t / day Gas factor, m3 / t

Скважина 21 - 23,5 15,4 7,2 42,8 37,0 27,5Well 21 - 23.5 15.4 7.2 7.2 42.8 37.0 27.5

621 520 495 Скважина № 47 - 24126621 520 495 Well number 47 - 24126

37.231,3 28,337.231.3 28.3

298 191 159 Скважина 52 - 24 12 6298 191 159 Well 52 - 24 12 6

31.328,6 20,431,328.6 20.4

разведочна exploratory

23,5 15,4 7,2 23,615,3 7,123,515,4 7,223.5 15.4 7.2 23.615.3 7.123.515.4 7.2

42,0 36,5 26,8 41,835,927,042,337,127,142.0 36.5 26.8 41,835,927,042,337,127,1

611 516 479 610501481619521483611 516 479 610501481619521483

эксплуатационна operational

24 12 6 2412 Ь2412 624 12 6 2412 Ь2412 6

38,0 32,5 29,3 37,032,029,938,131,830,138.0 32.5 29.3 37.032.029,938,131,830.1

263 175 138 260180142265179138263 175 138 260180142265179138

эксплуатационна operational

24 12 6 2412 Ь2412624 12 6 2412 Ü24126

30,9 28,0 20,4 31,328,42131,028,020,230.9 28.0 20.4 31,328,42131,028,020.2

468468

395 323 459 389 320 464 390 331 470 388 318395 323 459 389 320 464 390 331 470 388 318

Claims (1)

Формула изобретенияClaim Способ борьбы со скважинными отложениями, включающий закачку подогретого рабочего агента в колонну труб скважины для организации удаления отложений в заколонном надпакерном пространстве при периодическом изменении давления в колонне труб от максимальной рабочей депрессии до величины пластового давления и отбора продукции скважины на устье, о т личающийся тем, что, с целью повышения эффективности борьбы со скважинными отложениями в виде гидратных пробок, подачу подогретого рабочего агента осуществляют периодически дополнитель- 5 но в подпакерную зону с дросселированием этого потока в заколонное надпакерное пространство и с возможностью перепуска в колонну труб в надпакерном пространст ве, а отбираемую продукцию скважины дросселируют на устье скважины, причем число η периодической подачи подогретого рабочего агента должно соответствовать условию n=0,02 t, где t - суммарное время работы скважины за сутки,A method of dealing with downhole deposits, including pumping a heated working agent into the pipe string of the well to organize the removal of deposits in the annular puffer space with a periodic change in pressure in the pipe string from the maximum working depression to the value of reservoir pressure and selection of well production at the wellhead, which is characterized by that, in order to increase the efficiency of dealing with borehole deposits in the form of hydrate plugs, the supply of a heated working agent is carried out periodically for an additional 5 the under-packer zone with the throttling of this flow into the annular over-packer space and with the possibility of transferring pipes into the string in the over-packer space, and the selected well products are throttled at the wellhead, and the number η of the periodic supply of the heated working agent must correspond to the condition n = 0.02 t, where t is the total well operating time per day, 0,02 - коэффициент размерности.0,02 - coefficient of dimension. Τ- Τ- J3 J3 Ο Ο cn cn О ABOUT о about я I <л <l г>г g> g ί ί ί ί 1 1 co co КО KO г- g- Г- G- O'- O'- <30 <30 00 00 ·“ · “ τ τ ? ? 1 I· 1 I А A CM CM '0* '0 * U1 U1
«4- "4- 0 Рч 0 RF X , X X X 43 43 1 сП е. 1 cp e. Ч» С Р? H " With P? х x X X х x § 04 а § 04 a ^тэ 0 ^ te 0 X X X X X: X: а. a. ί-73— α рГ ί-73— α rG X X X X X X • о ©. • about ©. О аГ About aH X X X X X X 1 1 t 1 1 t J Рч J Rh . · j 1 - I ъ 1 04 1 X *1 . J 1 - I b 1 04 1 X *1 13 | 1 - 13 | 1 -
СО СУ. ОSO SU. ABOUT CN Гх чУ ГО СПCN Gh CHU GO SP О 00 О огр —O 00 O ogre - 04 04 04 04 04 04 [ [ ( ( т- t- О ABOUT СО With 00 00 00 00 т~ t ~ О» ABOUT" О- ABOUT- СО With Ю YU <У <Y СО With 04 04 04 04 чэ che СП Joint venture СП Joint venture ж well <s <s 04 04 *-> * -> т~ t ~ 04 04 04 04 04 04 I 0 I 0 1Г) 1G) О» ABOUT" А A л l 04 04 04 04 <Г · <R 00 00 о. about. оэ oe со with ш w м m ·> · ·> · со with 04 04 со with о. about. \О \ABOUT ·» · " •к •to СП Joint venture т— t— 04 04 04 04 04 04 со with ί сП’ ί SP ’ * * >. >. СУ. SU. 04 04 О ABOUT 00 00 О' ABOUT' с from О» ABOUT" 00 00 л l <У <Y СП Joint venture -Ф -F со with 04 04 <У <Y СП Joint venture О1 O1 ΟΙ ΟΙ 04 04 04 04 04 04 ‘А 'A ί 00 ί 00 oj oj V— V— τ— τ— *- * - *“ * “ Τ- Τ- 04 04 Ο* Ο * \О \ABOUT ш w \D \ D со with СУ. SU. А A ·> ·> <У <Y 04 04 04 04 04 04 04 • 04 • ΟΙ ΟΙ ί ί Г* G * СУ. SU. 04 04 т— t— 5“ 5" »- "- О* ABOUT* τ- τ- Λ Λ \О \ABOUT СО With т- t- 04 04 φ~ φ ~ «А "A сП cp со with 04 04 04 04 οι οι
( ( ί((ί СО хо <г — о оSO xo <r - o o Ш *СУ. СО О т ? ?W * SU. SO about t? ? Г- 04 04 <f Щ и* и S я о. иГ-04 04 <f Щ и * and S я о. and Таблица2Table 2 Результаты экспериментальных исследований данного способа по скважине 47~ОбилейнаяThe results of experimental studies of this method for the well 47 ~ Obileinaya Диаметр вту— цера, нм Diameter of the duct, nm 0 2 нм 0 2 nm 0 4 0 4 нм nm ф 6 мм f 6 mm ф 8 нм f 8 nm т, *с t * s 24 24 18 18 12 12 6 6 24 24 18 18 12 12 6 6 24 24 18 18 12 12 6 6 24 24 18 18 12 12 6 6 Дебит, т/сут Flow rate, t / day 9,3 9.3 6,7 6.7 3.4 3.4 »,3 ", 3 12,4 12,4 9.4 9.4 м m 4,8 4.8 15,2 15,2 13,1 13.1 10,4 10,4 6.9 6.9 16,9 16.9 14,5 14.5 13,0 13.0 8,8 8.8 Газовый фактор, м*/т Gas factor, m * / t И80 I80 1073 1073 994 994 903 903 989 989 944 944 890 890 «21 "21 908 908 872 872 Э31 E31 792 792 878 878 812 812 782 782 713 713
Продолжение табл.2Continuation of Table 2 Диаметр игуг^ера, им Diameter igug ^ era, im - - «10 им "10 to them 0 12 мм 0 12 mm 0 13 ьео 0 13 yyo 0 14 мм 0 14 mm ф 15 мм f 15 mm Т T , *С , *FROM 24 24 18 18 12 12 6. 6. 24 24 18 18 12 12 6 6 26 26 18 18 12 12 6' 6 ' 24 24 18 18 12 12 6 6 24 24 18 . 18 . 12 12 6 6 п Г n g ебмт, т/сут аэовьй фак- ebmt, t / day 18,1 18.1 »5.5 »5.5 »3,3 »3.3 10/2 10/2 19,8 19.8 16,8 16.8 15,1 15.1 13,3 13.3 21,4 21,4 19,7 19.7 18,0 18.0 »5,2 "5.2 26,2 26.2 23,2 23,2 20,5 20.5 18,8 18.8 32,8 32.8 28,5 28.5 24,0 24.0 21,8 21.8 т t ор, tfjt op, tfjt 791 791 723 723 «89 "89 631 631 716 716 669 669 603 603 581 581 6?П 6? P 621 621 581 581 509 509 521 521 467 467 391 391 300 300 415 415 355 355 291 291 230 230
Продолжение табл.2Continuation of Table 2 Л 1 L 1 ваметр wryера, км vameter wryera, km 0 16 мм 0 16 mm 0 17 мм 0 17 mm 018 мм 018 mm 0 19 км 0 19 km φ 20 им φ 20 them Т T ,*с ,*from 24 24 18 18 12 12 6 6 24 18 24 18 12 12 6 6 24 24 18 18 12 12 6 6 24 24 18 18 12 12 6 6 24 24 18 18 12 12 6 6 Дебит, т/сут Газовый фак- Flow rate, t / day Gas factor 36,6 36.6 32,3 32.3 29,5 29.5 26,8 26.8 37,2 34,6 37.2 34.6 31,3 31.3 28,3 28.3 38,0 38,0 35,3 35,3 32,5 32,5 29,3 29.3 37,3 37.3 35,3 35,3 32,0 32,0 29,9 29.9 38, 38, 35,7 35.7 31,8 31.8 30,1 30.1 т t эр, я*/т er, i * / t 329 329 275 275 201 201 185 185 298 230 298,230 191 191 159 159 263 263 212 212 175 175 138 138 260 260 209 209 130 130 142 142 265 265 209 209 179 179 138 138
. Таблица 3‘ 4 Экспериментальные исследования по выбору оптимального диаметра штуцера на устье скважины, в условиях уменьшения температуры во вскрытом разрезе. Table 3 ' 4 Experimental studies on the selection of the optimal diameter of the nozzle at the wellhead, in conditions of decreasing temperature in the open section Диаметр штуцера Nozzle diameter Р 2 мм P 2 mm Ф 6 мм F 6 mm 0 15 чм 0 15 h 016 мм 016 mm Т, °C T, ° C 23,5 23.5 15,4 15.4 7,2 7.2 23,5 23.5 15,6 15.6 7,2 7.2 23,6 23.6 15,4 15.4 7,0 7.0 23,5 23.5 Г5,4 G5,4 7,2 7.2 Дебит, т/сут Flow rate, t / day 11,5 11.5 7,8 7.8 2,6 2.6 17,8 17.8 12,3 12.3 8,8 8.8 38,4 38,4 31,4 31,4 22,3 22.3 41,4 41,4 36,5 36.5 27,1 27.1 Газовый фактор, м3 /тGas factor, m 3 / t 2018 2018 1710 1710 1433 1433 1813 1813 1408 1408 1155 1155 783 783 708 708 639 639 608 608 514 514 481 481 Т, °C T, ° C 24 24 12 12 б b 24 24 12 12 6 6 24 24 12 12 6 6 24 24 12 12 6 . 6. Дебит, т/сут Flow rate, t / day 9,3 9.3 3,4 3.4 1,3 1.3 15,2 15,2 10,4 10,4 6,9 6.9 32,8 32.8 24,0 24.0 21,8 21.8 36,6 36.6 29,5 29.5 26,8 . 26.8. Газовый фактор, й3 /тGas factor, th 3 / t 1180 1180 994 994 903 903 908 908 83' 83 ' 792 792 415 415 291 291 230 230 329 329 20ΐ 20ΐ 185 185 Т, °C T, ° C 24 24 12 12 6 6 24 24 12 12 6 6 24 24 12 12 6 6 24 24 12 12 6 6 Дебит, т/сут Flow rate, t / day 7,8 7.8 3,9 3.9 0,7 0.7 12,5 12.5 9,6 9.6 4,5 4,5 24,5 24.5 .17,7 .17.7 10,2 10,2 29,6 29.6 22,4 22.4 15,6 15.6 Газовый фактор, м3 /тGas factor, m 3 / t 1315 1315 1110 1110 1052 1052 1125 1125 1013 1013 986 986 626 626 513 513 472 472 571 571 502  502 451 451
Продолжение табл.ЗContinuation of table.Z Диаметр штуцераNozzle diameter 017 мм ^18 № φ 19 нм017 mm ^ 18 No. φ 19 nm 0 20 мм0 20 mm о about Скважина : Well: £ 21 - £ 21 - разведочная exploratory т, с t, s 23,5 23.5 15,4 15.4 7,2 7.2 23,5 23.5 15,4 15.4 7,2 7.2 23,6 23.6 15,3 15.3 7,1 7.1 23,5 23.5 15,4 15.4 7,2 7.2 Дебит, Debit т/сут t / day 42,8 42.8 37,0 37.0 27,5 27.5 42,0 42.0 36,5 36.5 26,8 26.8 41,8 41.8 35,9 35.9 27,0 27.0 42,3 42.3 37,1 37.1 27,1 27.1 Газовый Gas фактор. factor. мэ /тm e / t 621 621 520 520 495 495 611 611 516 516 479 479 610 610 501 501 481 481 619 619 521 521 483 483 Скважина if If well 47 - 47 - эксплуатационная operational Т, °C T, ° C 24 24 12 12 6 6 24 24 12 12 6 6 24 24 12 12 6 6 24 24 12 12 6 6 Дебит, Debit т/сут t / day 37,2 37,2 31,3 31.3 28,3 28.3 38,0 38,0 32,5 32,5 29,3 29.3 37,0 37.0 32,0 32,0 29,9 29.9 38,1 38.1 31,8 31.8 30,1 30.1 Газовый Gas фактор, factor, Мэ /тM e / t 298 298 191 191 159 159 263 263 175 175 138 138 260 260 180 180 142 142 265 265 179 179 138 138 Скважина 1‘ Well 1 ‘ 52 - 52 - эксплуатационная operational Т, °C T, ° C 24 24 12 12 6 6 24 24 12 12 6 6 24 24 12 12 6 6 24 24 12 12 6 6 Дебит, Debit т/сут t / day 31,3 31.3 28,6 28.6 20,4 20,4 30,9 30.9 28,0 28.0 20,4 20,4 31,3 31.3 28,4 28,4 21 21 31,0 31,0 28,0 28.0 20,2 20,2 Газовый Gas фактор, factor, мэ /тm e / t 468 468 395 395 323 323 459 459 389 389 320 320 464 464 390 390 331 331 470 ' 470 ' 388 388 318 318
SU894687874A 1989-03-13 1989-03-13 Method for controlling well deposits SU1691511A1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
SU894687874A SU1691511A1 (en) 1989-03-13 1989-03-13 Method for controlling well deposits

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
SU894687874A SU1691511A1 (en) 1989-03-13 1989-03-13 Method for controlling well deposits

Publications (1)

Publication Number Publication Date
SU1691511A1 true SU1691511A1 (en) 1991-11-15

Family

ID=21445973

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
SU894687874A SU1691511A1 (en) 1989-03-13 1989-03-13 Method for controlling well deposits

Country Status (1)

Country Link
SU (1) SU1691511A1 (en)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN1048311C (en) * 1996-12-16 2000-01-12 胜利石油管理局河口采油厂 Oil-well self hot-washing wax-removing method and apparatus thereof
CN105114035A (en) * 2015-09-06 2015-12-02 张格玮 On-line washing process of work-over operation oil pipe and oil pumping rod
CN110965961A (en) * 2018-09-30 2020-04-07 北京国双科技有限公司 Hot washing cycle determining method and device

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
Вабенко И. Ф. и др. Ликвидаци гидрат- ных пробок в стволах газовых скважин. - Газовое хоз йство. М.: Недра, 1967, № 3, с. 19-21. Авторское свидетельство СССР Мг 139637, кл. Е 21 В 37/10, 1960. *

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN1048311C (en) * 1996-12-16 2000-01-12 胜利石油管理局河口采油厂 Oil-well self hot-washing wax-removing method and apparatus thereof
CN105114035A (en) * 2015-09-06 2015-12-02 张格玮 On-line washing process of work-over operation oil pipe and oil pumping rod
CN105114035B (en) * 2015-09-06 2017-07-14 张格玮 A kind of workover treatment oil pipe, sucker rod on-line cleaning technique
CN110965961A (en) * 2018-09-30 2020-04-07 北京国双科技有限公司 Hot washing cycle determining method and device

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US8333239B2 (en) Apparatus and method for downhole steam generation and enhanced oil recovery
EP0586223A3 (en) Method of testing a production well and of perforating a new zone
US20020148610A1 (en) Intelligent well sand control
NO20024561L (en) Pipe hanger with annular bore
MY104639A (en) A fluid flow control system assembly and method for oil and gas wells.
NO20014111L (en) Side drilling operations of a borehole from production pipes
CA2268597A1 (en) Process for hydraulically fracturing oil and gas wells utilizing coiled tubing
GB2343468A (en) Zonal isolation and control of an unconsolidated horizontal formation
WO2004079150A3 (en) Full bore lined wellbores
NO20032037D0 (en) Recovery of production fluids from an oil or gas well
UA73296C2 (en) Method for formation of secondary side stems in a well system and a well system
NO20045454L (en) Method and apparatus for simultaneous drilling and insertion of liner
SU1691511A1 (en) Method for controlling well deposits
US9115579B2 (en) Apparatus and method for downhole steam generation and enhanced oil recovery
US6070663A (en) Multi-zone profile control
ATE356919T1 (en) UNDERGROUND VALVE DEVICE
NO20013227L (en) Method and apparatus for regulating the level of drilling fluid in the riser to a certain value
WO2001044618A2 (en) Gas lift assembly
RU2001122000A (en) METHOD FOR DEVELOPING GAS-OIL DEPOSITS
NO992678L (en) Device for forming two wells in one conductor
GB2354030A (en) Method of producing fluids from an underground reservoir
US20150315889A1 (en) Apparatus and method for downhole steam generation and enhanced oil recovery
RU2333348C2 (en) Method of dry operation of wells
WO2018085373A1 (en) Completions for well zone control
NO973162L (en) Oil well production pipe hanger