RU2746498C1 - Method of treatment of bottomhole zone of production well operated with downhole pump - Google Patents
Method of treatment of bottomhole zone of production well operated with downhole pump Download PDFInfo
- Publication number
- RU2746498C1 RU2746498C1 RU2020133515A RU2020133515A RU2746498C1 RU 2746498 C1 RU2746498 C1 RU 2746498C1 RU 2020133515 A RU2020133515 A RU 2020133515A RU 2020133515 A RU2020133515 A RU 2020133515A RU 2746498 C1 RU2746498 C1 RU 2746498C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- pipe string
- acid
- sucker rod
- rod pump
- Prior art date
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 68
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 38
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 50
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 30
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 21
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 18
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 13
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 10
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 10
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims abstract description 6
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 claims abstract description 6
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims abstract description 4
- 239000002699 waste material Substances 0.000 claims abstract description 3
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims description 8
- 238000010009 beating Methods 0.000 claims description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 abstract description 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 6
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 230000000740 bleeding effect Effects 0.000 abstract 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 abstract 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 abstract 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 abstract 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 8
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 6
- 238000003912 environmental pollution Methods 0.000 description 5
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 5
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 4
- LPXPTNMVRIOKMN-UHFFFAOYSA-M sodium nitrite Chemical compound [Na+].[O-]N=O LPXPTNMVRIOKMN-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 4
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 2
- LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N n'-hydroxy-2-propan-2-ylsulfonylethanimidamide Chemical compound CC(C)S(=O)(=O)CC(N)=NO LNOPIUAQISRISI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 235000010288 sodium nitrite Nutrition 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 2
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 1
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- -1 for example Substances 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- ZLNQQNXFFQJAID-UHFFFAOYSA-L magnesium carbonate Chemical class [Mg+2].[O-]C([O-])=O ZLNQQNXFFQJAID-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000001095 magnesium carbonate Substances 0.000 description 1
- 235000011160 magnesium carbonates Nutrition 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 239000002351 wastewater 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
- 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
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/27—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures by use of eroding chemicals, e.g. acids
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам обработки кислотосодержащими растворами призабойных зон добывающих скважин эксплуатирующихся скважинными глубинными насосами.The invention relates to the oil industry, in particular to methods of processing acid-containing solutions of bottomhole zones of production wells operated by downhole pumps.
Известен способ обработки призабойных зон добывающих скважин (патент RU №2373385, МПК Е21В 43/25, опубл. 20.11.2009 г. в бюл. №32) путем закачки по колонне труб пеногенерирующих реагентов, в качестве которых используют азотгенерирующие реагенты совместно с поверхностно-активными веществами (ПАВ), и декольматирующих реагентов, Азотгенерирующие реагенты совместно с ПАВ и декольматирующие реагенты продавливают в пласт, а в качестве декольматирующих реагентов используют кислоту, и/или ПАВ, и/или органический растворитель, в качестве азотгенерирующих реагентов используют нитрит натрия с мочевиной и сульфаминовой кислотой или нитрит натрия с солью аммония или сульфаминовой кислотой.A known method of treatment of bottomhole zones of production wells (patent RU No. 2373385, IPC Е21В 43/25, publ. 20.11.2009, in bulletin No. 32) by pumping foam-generating reagents through the pipe string, which are used as nitrogen-generating reagents together with surface active substances (surfactants), and decolmating reagents, Nitrogen-generating reagents together with surfactants and decolmating reagents are forced into the formation, and acid and / or surfactant and / or organic solvent are used as decolmating reagents, sodium nitrite with urea is used as nitrogen-generating reagents and sulfamic acid or sodium nitrite with an ammonium salt or sulfamic acid.
Недостатки способа:Disadvantages of the method:
- во-первых, негативное воздействие кислоты на подземное оборудование и эксплуатационную колонну скважины из-за чего происходит интенсивное коррозионное разрушение эксплуатационной колонны, особенно при высокой пластовой температуре, что в конечном итоге может привести к значительному износу эксплуатационной колонны и даже потери ее герметичности в скважинах с большим сроком эксплуатации (30-50 лет);- firstly, the negative effect of acid on the underground equipment and the production casing of the well, due to which intensive corrosion destruction of the production casing occurs, especially at high reservoir temperature, which ultimately can lead to significant wear of the production casing and even loss of its tightness in the wells with a long service life (30-50 years);
- во-вторых, загрязнение окружающей среды из-за излива на устье скважины кислоты при монтаже и демонтаже оборудования в процессе проведения обработки призабойной зоны добывающей скважины;- secondly, environmental pollution due to the outflow of acid at the wellhead during installation and dismantling of equipment in the process of treating the bottomhole zone of a production well;
- в-третьих, высокие затраты, так как для реализации способа требуется привлечения бригады подземного ремонта скважины для извлечения эксплуатационного оборудования (колонны труб и насоса) из добывающей скважины, спуска в скважину технологической колонны труб, а после обработки призабойной зоны добывающей скважины для извлечение из скважины технологической колонны труб, установки в добывающей скважине эксплуатационного оборудования;- thirdly, high costs, since the implementation of the method requires the involvement of a well workover team to extract the production equipment (pipe string and pump) from the production well, run the production string into the well, and after processing the bottomhole zone of the production well to extract from production wells, installation of production equipment in a production well;
- в-четвертых, длительный процесс обработки призабойной зоны добывающей скважины, так как для реализации способа необходимо несколько раз закачивать в скважину различные реагенты.- fourthly, a long process of treatment of the bottomhole zone of the producing well, since for the implementation of the method it is necessary to pump various reagents into the well several times.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ обработки призабойной зоны добывающей скважины (патент RU №2555975, МПК Е21В 43/27, опубл. 10.07.2015 г. в бюл. №19), эксплуатирующейся скважинным глубинным насосом, включающим снятие штангового глубинного насоса из замковой опоры колонны труб добывающей скважины, извлечение штангового глубинного насоса из колонны труб на поверхность, извлечение колонны труб с замковой опорой на поверхность, после чего проводят определение зависимости структуры адсорбционного слоя от концентрации неионогенного поверхностно-активного вещества, при этом концентрацию поверхностно-активного вещества в водном растворе неионогенного поверхностно-активного вещества принимают из условия образования «островкового» адсорбционного слоя на поверхности породы - чередующихся гидрофильных участков поверхности нефтяного коллектора и гидрофобных участков адсорбированных молекул поверхностно-активного вещества, обеспечивающих структурирование капель нефти в потоке, выбор скважины для проведения операции, проведение контрольных замеров дебита, устьевых и забойных давлений, исследование скважины на установившихся и неустановившихся режимах, спуск в скважину колонны труб с пакером и закачку кислоты на забой скважины, удаление из скважины кислоты промывкой скважины нефтью, посадку пакерующего устройства в скважине, дальнейшую последовательную закачку водоудаляющей композиции, водного раствора неионогенного поверхностно-активного вещества, продавочной жидкости в добывающую скважину, выдержку скважины и последующий отбор нефти из добывающей скважины.The closest in technical essence and the achieved result is a method for treating the bottomhole zone of a production well (patent RU No. 2555975, IPC Е21В 43/27, publ. 10.07.2015 in bulletin No. 19), operated by a borehole pump, including the removal of a sucker rod pump from the interlock support of the production well pipe string, extraction of the sucker rod pump from the pipe string to the surface, extraction of the pipe string with interlock support to the surface, after which the dependence of the structure of the adsorption layer on the concentration of nonionic surfactant is determined, while the concentration of surfactant substances in an aqueous solution of a nonionic surfactant are taken from the condition of the formation of an "island" adsorption layer on the rock surface - alternating hydrophilic areas of the oil reservoir surface and hydrophobic areas of adsorbed surfactant molecules that provide structure oil droplets in the flow, selection of a well for the operation, control measurements of flow rate, wellhead and bottomhole pressures, study of the well in steady and unsteady modes, lowering a string of pipes with a packer into the well and pumping acid to the bottom of the well, removing acid from the well by flushing the well oil, planting a packer in the well, further sequential injection of a water-removing composition, an aqueous solution of a non-ionic surfactant, a displacement fluid into a production well, holding the well and then withdrawing oil from the production well.
Недостатки способа:Disadvantages of the method:
- во-первых, негативное воздействие кислоты на подземное оборудование и эксплуатационную колонну скважины из-за чего происходит интенсивное коррозионное разрушение эксплуатационной колонны, особенно при высокой пластовой температуре, что в конечном итоге может привести к значительному износу эксплуатационной колонны и даже потери ее герметичности в скважинах с большим сроком эксплуатации (30-50 лет);- firstly, the negative effect of acid on the underground equipment and the production casing of the well, due to which intensive corrosion destruction of the production casing occurs, especially at high reservoir temperature, which ultimately can lead to significant wear of the production casing and even loss of its tightness in the wells with a long service life (30-50 years);
- во-вторых, загрязнение окружающей среды из-за излива на устье скважины кислоты при монтаже и демонтаже оборудования в процессе проведения обработки призабойной зоны добывающей скважины;- secondly, environmental pollution due to the outflow of acid at the wellhead during installation and dismantling of equipment in the process of treating the bottomhole zone of a production well;
- в-третьих, высокие затраты, так как для реализации способа требуется привлечения бригады подземного ремонта скважины для извлечения эксплуатационного оборудования (колонны труб и насоса) из добывающей скважины, спуска в скважину технологической колонны труб, а после обработки призабойной зоны добывающей скважины для извлечение из скважины технологической колонны труб, установки в добывающей скважине эксплуатационного оборудования;- thirdly, high costs, since the implementation of the method requires the involvement of a well workover team to extract the production equipment (pipe string and pump) from the production well, run the production string into the well, and after processing the bottomhole zone of the production well to extract from production wells, installation of production equipment in a production well;
- в-четвертых, длительный процесс обработки призабойной зоны добывающей скважины, так как необходимо несколько раз монтировать и демонтировать оборудование на устье скважины в зависимости от технологической операции (закачка кислоты на в скважину, удаление из скважины кислотосодержащего раствора промывкой скважины нефтью, спуск и установка пакерующего устройства в скважине и т.д.).- fourthly, a long process of processing the bottomhole zone of a production well, since it is necessary to mount and dismantle equipment at the wellhead several times, depending on the technological operation (pumping acid into the well, removing acid-containing solution from the well by flushing the well with oil, running and installing a packer devices in the well, etc.).
Техническими задачами изобретения являются снижение негативного воздействия кислоты на эксплуатационную колонну, исключение загрязнение окружающей среды из-за излива на устье скважины кислоты при монтаже и демонтаже оборудования на устье скважины, а также сокращение затрат на реализацию способа и снижение продолжительности процесса обработки призабойной зоны добывающей скважины.The technical objectives of the invention are to reduce the negative impact of acid on the production casing, to eliminate environmental pollution due to the outflow of acid at the wellhead during the installation and dismantling of equipment at the wellhead, as well as to reduce the cost of implementing the method and reduce the duration of the treatment process of the bottomhole zone of the producing well.
Поставленные технические задачи решаются способом обработки призабойной зоны добывающей скважины, эксплуатирующейся скважинным глубинным насосом, включающим спущенную в добывающую скважину колонну труб со штанговым глубинным насосом, вставленным в замковую опору колонны труб, исследование скважины, закачку кислоты в призабойную зону добывающей скважины, выдержку скважины и последующий отбор нефти из добывающей скважины.The set technical problems are solved by the method of processing the bottomhole zone of the production well, operated by a downhole pump, including a string of pipes lowered into the production well with a sucker rod pump inserted into the key support of the pipe string, well research, acid injection into the bottomhole zone of the production well, well holding and subsequent extraction of oil from a production well.
Новым является то, что останавливают привод штангового глубинного насоса, устанавливают и гидравлически обвязывают между собой насосный агрегат, переключатель потока жидкости, автоцистерну с кислотой, автоцистерну с антикоррозионной жидкостью и желобную емкость, после чего исследуют скважину отбивкой уровня жидкости в затрубном пространстве скважины, включают привод штангового глубинного насоса и производят закачку антикоррозионной жидкости в затрубное пространство скважины в объеме 1,5-3 м3, не превышая давление закачки 2,0 МПа, при этом штанговый глубинный насос откачивает нефть из скважины в линию, останавливают привод штангового глубинного насоса и ожидают снижения уровня жидкости в затрубном пространстве скважины, после чего исследуют скважину повторной отбивкой уровень жидкости в затрубном пространстве скважины, извлекают штанговый глубинный насос из замковой опоры колонны труб, производят закачку кислоты в колонну труб скважины, а затем закачкой по колонне труб антикоррозионной жидкости в 1,25 объема колонны труб производят продавку кислоты из колонны труб через призабойную зону скважины в пласт, осуществляют выдержку добывающей скважины на реакцию кислоты в призабойной зоне, после чего осуществляют закачку антикоррозионной жидкости в затрубное пространство скважины в 1,25 объеме колонны труб, устанавливают штанговый глубинный насос в замковую опору колонны труб запускают привод штангового глубинного насоса и производят откачку штанговым глубинным насосом отработанной жидкости из пласта в желобную емкость до нейтрального рН, после чего осуществляют отбор нефти из добывающей скважины.The novelty is that they stop the sucker rod pump drive, install and hydraulically tie together the pump unit, the fluid flow switch, the acid tank truck, the anti-corrosion liquid tank truck and the trough tank, after which the well is examined by beating the liquid level in the annular space of the well, the drive is turned on sucker rod pump and inject anti-corrosion liquid into the annulus of the well in a volume of 1.5-3 m 3 , not exceeding the injection pressure of 2.0 MPa, while the sucker rod pump pumps oil from the well into the line, stop the sucker rod pump drive and wait lowering the liquid level in the annulus of the well, after which the well is examined by re-chipping the fluid level in the annular space of the well, the sucker rod pump is removed from the tool joint support of the pipe string, acid is injected into the pipe string of the well, and then by anticorrosive injection along the pipe string th liquid in 1.25 volume of the pipe string, acid is pushed out of the pipe string through the bottomhole zone of the well into the formation, the production well is held for the acid reaction in the bottomhole zone, after which the anticorrosive liquid is pumped into the annular space of the well in 1.25 volume of the pipe string , a sucker rod pump is installed in the key support of the pipe string, the drive of the sucker rod pump is started, and the sucker rod pump is pumped out of the reservoir into the trough tank to a neutral pH, after which oil is taken from the production well.
На фиг. 1-4 схематично и последовательно изображен способ обработки призабойной зоны добывающей скважины эксплуатирующейся скважинным глубинным насосом.FIG. 1-4 schematically and sequentially depicts a method for treating the bottomhole zone of a production well operated by a submersible pump.
На нефтяном месторождении эксплуатируется добывающая скважина 1, оснащенная колонной труб 2 со штанговым глубинным насосом (ШГН) 3, установленным в замковую опору 4 колонны труб 2.At the oil field, a
В процессе эксплуатации снижается дебит добываюшей скважины 1 (см. фиг. 1) из-за того, что призабойная зона 5 добывающей скважины 1 кольматируется различными отложениями (глинистой коркой, присутствующими в породе пласта 6 карбонатами кальция, магния и другими минералами и загрязненями, способными вступать в активную реакцию с кислотой). Кроме того, в призабойной зоне 5 пласта 6 добывающей скважины 1 образуются камеры-полости (на фиг. 1-4 не показано), в которых происходит накопление нефти. Все это приводит к потере фильтрационных свойств призабойной зоны 5 (см. фиг. 1) добывающей скважины 1, и как следствие к снижению притока из пласта 6, т.е. снижению дебита добывающей скважины 1.During operation, the flow rate of producing well 1 decreases (see Fig. 1) due to the fact that the bottom-
Проведением кислотной обработки производят очистку призабойной зоны 5 добывающей скважины. Это восстанавливает или повышает фильтрационные свойства призабойной зоны 5 добывающей скважины 1. На устье добывающей скважины установлены линейная 7 и затрубная 8 задвижки.By carrying out acid treatment, the bottom-
С целью очистки призабойной зоны 5 скважины 1 останавливают привод ШГН 3, затем устанавливают и гидравлически обвязывают между собой насосный агрегат 9 (см. фиг. 2), переключатель потока 10 жидкости, автоцистерну с антикоррозионной жидкостью (АКЖ) 11, автоцистерну с кислотой 12 и желобную емкость 13, также в гидравлическую обвязку устанавливают технологические задвижки 14, 15, 16, 17, 18. Закрывают технологические задвижки 14, 15, 16, 17, 18.In order to clean the
В качестве насосного агрегата 9 применяют, например насосную установку СИН35.64 производства ООО «Завод «Синергия», РФ, г. Пермский край, г. Чермоз.As a
В качестве переключателя потока 10 жидкости применяют, например переключатель потока, выпускаемый ООО «ОЗНА» Измерительные системы РФ, Республика Башкортостан, г. Октябрьский.As a
В качестве автоцистерны для АКЖ и кислоты применяют, например кислотовозы марки СИН37.51 на баз прицепа «НЕФАЗ», выпускаемые ООО «Завод «Синергия», РФ, г. Пермский край, г. Чермоз.As a tanker truck for AKZh and acid, for example, acid trucks of the SIN37.51 brand are used at the bases of the NEFAZ trailer, produced by Synergy Plant LLC, Russian Federation, Perm Territory, Chermoz.
В качестве желобной емкости 13, например, применяют емкость технологическую на тракторном прицепе-шасси ЕТ 18.КШП «УНИКОМ»кислотостойкого исполнения, производства ЗАО ЗНПО «УНИКОМ» РФ, Свердловская область, г. Первоуральск.As a
В качестве АКЖ применяют ингибитор кислотной коррозии, например, TATOL/TATOL 1-10 м.2 по ТУ 20.59.42-007-48694360-2017, выпускаемый РФ, Республика Татарстан, г. Казань. АКЖ готовят на базе производственного обслуживания и завозят на скважину в автоцистерне 11.An acid corrosion inhibitor is used as an ACL, for example, TATOL / TATOL 1-10 m2 according to TU 20.59.42-007-48694360-2017, manufactured in the Russian Federation, Republic of Tatarstan, Kazan. AKZH is prepared on the basis of production services and delivered to the well in a
В качестве кислоты применяют, например, кислоту соляную ингибированную синтетическую техническую 12%, получаемую из кислоты соляной технической марки А по ГОСТ 857-95 путем добавления, например сточной воды плотностью 1100 кг/м.The acid used is, for example, inhibited synthetic technical acid
12% соляную ингибированную синтетическую техническую завозят на скважину 1 на автоцистерне 12.12% inhibited synthetic technical salt is delivered to well 1 by
Далее исследуют скважину 1 отбивкой уровня 20 жидкости в затрубном пространстве 20 скважины 1. Отбивку уровня производят с помощью эхолота (на фиг. 1-4 не показано). Например, используют эхолот марки МИКОН-811-02, выпускаемый ООО «Микон», РФ, Республика Татарстан, г. Набережные Челны.Next, investigate the
Например, по результатам проведенных исследований уровень - L жидкости в затрубном пространстве 20 (см. фиг. 2) скважины 1 составляет 900 м.For example, according to the results of the studies carried out, the level - L of the fluid in the annulus 20 (see Fig. 2) of well 1 is 900 m.
Устанавливают переключатель потока 10 жидкости в положение «а». Открывают затрубную 8 и технологическую 17 задвижки. Включают привод ШГН 3. С помощью насосного агрегата 9 из автоцистерны 11 через переключатель потока 10 жидкости производят закачку АКЖ в затрубное пространство 20 скважины 1 в объеме 1,5-3 м3, например 2,5 м3, не превышая давление закачки 2,0 МПа, чтобы не передавить ШГН 3, находящийся в замковой опоре 4 колонны труб 2, при этом ШГН 3 откачивает нефть из скважины 1 в линию через открытую линейную задвижку 7.Set the
Останавливают привод ШГН 3. Ожидают снижения уровня жидкости в затрубном пространстве 20 скважины 1, например в течении 1,5 часов с целью снижения уровня жидкости в затрубном пространстве 20 скважины 1 до значения 900 м отбитого ранее.Stop the
После этого исследуют скважину 1 повторной отбивкой уровень жидкости в затрубном пространстве скважины 1. Отбивку уровня производят с помощью эхолота. Убедившись, по результатам проведенных исследований уровень - L жидкости в затрубном пространстве 20 (см. фиг. 2) скважины 1 снизился до вышеуказанного значения 900 м. В результате в стволе скважины 1 происходит замещение нефти на АКЖ.After that, the
Закрывают линейную 7 и затрубную 8 задвижки, а также все линейные задвижки 14, 15, 16, 17, 18. Извлекают его из замковой опоры 4 колонны труб 2, например, с помощью подъемного крана 21, установленного на устье скважины 1.Close the linear 7 and
Далее устанавливают переключатель потока 10 жидкости в положение «б». Закрывают линейную 7 и затрубную 8 задвижки, а также технологические 14 и 16. Открывают технологические задвижки 15, 17, 18.Next, set the
Определяют объем кислоты для закачки в призабойную зону 5 пласта 6, например из расчета 1,0 м3 на один метр перфорированной высоты продуктивного пласта 6. Например, при перфорированной высоте пласта равной 3,5 м объем закачки кислоты составит: 1 м3 ⋅ 3,5 = 3,5 м3.Determine the volume of acid for injection into the
С помощью насосного агрегата 9 из автоцистерны 12 через переключатель потока 10 жидкости производят закачку кислоты в колонну труб 2 скважины 1 в объеме 3 м3.With the help of the
Далее закрывают задвижку 15, открывают задвижку 14.Next, close the
Закачкой антикоррозионной жидкости в 1,25 объема колонны труб 2, насосным агрегатом 9 из автоцистерны 11 через переключатель потока 10 по колонне труб 2. и производят продавку кислоты из колонны труб 2 через призабойную зону 5 скважины 1 в пласт 6By pumping an anticorrosive liquid into 1.25 volumes of the
Например, объем колонны труб 2 составляет 4 м3. Тогда объем АКЖ используемый для продавки кислоты в пласт 6 составляет: 1,25 ⋅ 4 м3 = 5 м3.For example, the volume of
Закрывают линейную 7 и затрубную 8 задвижки, а также все линейные задвижки 14, 15, 16, 17, 18 и осуществляют технологическую выдержку, например в течении 6 часов на реакцию кислоты в призабойной зоне 5 добывающей скважины 1.Linear 7 and annular 8 valves, as well as all
Далее устанавливают переключатель потока 9 жидкости (см. фиг. 2) в положение «а». Открывают затрубную 8 и технологическую 17 задвижки.Next, set the
С помощью насосного агрегата 9 из автоцистерны 11 через переключатель потока 10 жидкости производят закачку АКЖ в затрубное пространство 20 скважины 1 в 1,25 объема колонны труб 2. Как указано выше объем колонны труб 2 составляет 4 м3. Тогда объем АКЖ составляет: 1,25 ⋅ 4 м3 = 5 м3. После чего закрывают линейную 7 и затрубную 8 задвижки, а также технологические 14 и 16. Открывают технологические задвижки 15, 17, 18.By means of the
АКЖ, закачанная в межколонное пространство 20 скважины 1 до закачки кислоты в призабойную зону скважины и после продавки кислоты в пласт снижает негативное воздействие кислоты на эксплуатационную колонну и подземное оборудование (колонна труб 2 и ШГН 3) скважины 1 и кратно замедляет коррозионный процесс, происходящий при проведении обработки призабойной зоны 5 скважины 1.AKL, pumped into the
С помощью подъемного крана устанавливают ШГН 3 в замковую опору 4 колонны труб 2. Устанавливают переключатель потока 9 жидкости (см. фиг. 4) в положение «а», открывают технологические задвижки 17 и 18, закрывают линейную 7 и затрубную 8 задвижки, а также технологические задвижки 14, 15, 17.With the help of a crane, the
Запускают привод ШГН 3 и производят откачку ШГН 3 отработанной жидкости из призабойной зоны 5 скважины 1 в желобную емкость 13 до нейтрального рН. Нейтральный рН=7. Величину рН замеряют на входе в желобную емкость 13.The drive of the
Например, в начале откачки рН=5,0 и по мере откачки ШГН 3 жидкости из добывающей скважины 1 в объеме 10 м3 рН достиг нейтрального значения равного 7. После этого останавливают привод ШГН 3.For example, at the beginning of pumping, pH = 5.0 and as the
Показатель рН измеряют, например с помощью цифрового портативного рН метра, выпускаемого ООО «Триас» РФ, г. Москва.The pH value is measured, for example, using a digital portable pH meter manufactured by OOO Trias RF, Moscow.
На устье скважины демонтируют: насосный агрегат 9 (см. фиг. 1), переключатель потока 10 жидкости, автоцистерну с антикоррозионной жидкостью (АКЖ) 11, автоцистерну с кислотой 12, желобную емкость 13, технологические задвижки 14, 15, 16, 17, 18. Закрывают затрубную задвижку 8 (см. фиг. 1) и открывают линейную задвижку 7.At the wellhead, the following are dismantled: pumping unit 9 (see Fig. 1),
Вновь запускают привод ШГН 3 и осуществляют отбор нефти из добывающей скважины 1.The
При реализации способа исключен монтаж и демонтаж оборудования на устье скважины, что гарантировано исключает загрязнение окружающей среды из-за излива на устье скважины кислоты.When implementing the method, installation and dismantling of equipment at the wellhead is excluded, which is guaranteed to exclude environmental pollution due to the outflow of acid at the wellhead.
Сокращается продолжительность обработки призабойной зоны добывающей скважины, так как все оборудование монтируется перед реализацией способа и демонтируется после реализации способа, а все работы при реализации способа проводятся путем проведения манипуляций с линейной 7, затрубной 8, технологическими 14, 15, 16, 17,18 задвижками и изменением положения «а» или «б» переключателя потока 9 жидкости, а также исключается применение пакерующего устройства.The duration of the treatment of the bottomhole zone of the production well is reduced, since all equipment is mounted before the implementation of the method and dismantled after the implementation of the method, and all work during the implementation of the method is carried out by manipulating linear 7, annular 8, technological 14, 15, 16, 17, 18 valves and by changing the position "a" or "b" of the
Снижаются затраты на реализацию способа, так как все работы производятся при спущенном в скважину эксплуатационном оборудования: колонна труб 2 и насос (ШГН 3). Поэтому не требуется привлечения бригады подземного ремонта скважины для извлечения эксплуатационного оборудования (колонны труб и насоса) из добывающей скважины, спуска в скважину технологической колонны труб, а после обработки призабойной зоны добывающей скважины для извлечение из скважины технологической колонны труб, установки в добывающей скважине эксплуатационного оборудования.The cost of implementing the method is reduced, since all work is carried out with the production equipment lowered into the well:
Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины эксплуатирующейся скважинным глубинным насосом позволяет:The method for treating the bottomhole zone of a production well operated by a borehole pump allows:
- снизить негативное воздействие кислоты на эксплуатационную колонну и подземное оборудование (колонну труб);- to reduce the negative effect of acid on the production casing and underground equipment (pipe string);
- исключить загрязнение окружающей среды из-за излива на устье скважины кислоты при монтаже и демонтаже оборудования на устье скважины;- to exclude environmental pollution due to acid spillage at the wellhead during installation and dismantling of equipment at the wellhead;
- сократить затраты на реализацию способа;- to reduce the cost of implementing the method;
- снизить продолжительность процесса обработки призабойной зоны добывающей скважины.- to reduce the duration of the treatment process of the bottomhole zone of the producing well.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020133515A RU2746498C1 (en) | 2020-10-12 | 2020-10-12 | Method of treatment of bottomhole zone of production well operated with downhole pump |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020133515A RU2746498C1 (en) | 2020-10-12 | 2020-10-12 | Method of treatment of bottomhole zone of production well operated with downhole pump |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2746498C1 true RU2746498C1 (en) | 2021-04-14 |
Family
ID=75521175
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020133515A RU2746498C1 (en) | 2020-10-12 | 2020-10-12 | Method of treatment of bottomhole zone of production well operated with downhole pump |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2746498C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2762640C1 (en) * | 2021-07-19 | 2021-12-21 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for removing and preventing salt deposition in a well operated by a sucker rod pump |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4066126A (en) * | 1976-12-20 | 1978-01-03 | Mobil Oil Corporation | Surfactant waterflooding with hydrocarbon slug |
| RU94025398A (en) * | 1994-07-05 | 1996-06-10 | Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт | Method of working of face zone of production well |
| RU2298642C1 (en) * | 2005-09-14 | 2007-05-10 | Николай Александрович Петров | Method for asphalt-tar-paraffin deposits prevention in oil production equipment |
| RU2373385C1 (en) * | 2008-02-01 | 2009-11-20 | Виктор Николаевич Гусаков | Method for treatment of well bottom zones of production wells |
| RU2555975C1 (en) * | 2014-07-25 | 2015-07-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Method to treat bottomhole area of production well |
-
2020
- 2020-10-12 RU RU2020133515A patent/RU2746498C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4066126A (en) * | 1976-12-20 | 1978-01-03 | Mobil Oil Corporation | Surfactant waterflooding with hydrocarbon slug |
| RU94025398A (en) * | 1994-07-05 | 1996-06-10 | Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт | Method of working of face zone of production well |
| RU2298642C1 (en) * | 2005-09-14 | 2007-05-10 | Николай Александрович Петров | Method for asphalt-tar-paraffin deposits prevention in oil production equipment |
| RU2373385C1 (en) * | 2008-02-01 | 2009-11-20 | Виктор Николаевич Гусаков | Method for treatment of well bottom zones of production wells |
| RU2555975C1 (en) * | 2014-07-25 | 2015-07-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Method to treat bottomhole area of production well |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ЛОГИНОВ Б.Г. и др. Руководство по кислотным обработкам скважин, Москва, "Недра", 1966, с. 106-110, 117-150. * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2762640C1 (en) * | 2021-07-19 | 2021-12-21 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for removing and preventing salt deposition in a well operated by a sucker rod pump |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5458198A (en) | Method and apparatus for oil or gas well cleaning | |
| RU2010104006A (en) | METHOD FOR PROCESSING UNDERGROUND RESERVOIRS | |
| Khusnutdinova et al. | Experience of applying the shock wave impact method for the bottomhole zone | |
| RU2746498C1 (en) | Method of treatment of bottomhole zone of production well operated with downhole pump | |
| RU2270913C2 (en) | Method for well bottom zone treatment | |
| US9284828B2 (en) | Method for increasing hydrocarbon extraction and for ensuring the continuous operation of wells | |
| RU2416024C1 (en) | Procedure for treatment of bottomhole zone of pressure well | |
| RU2743983C1 (en) | Method for treating the bottomhole zone of a production well operated by a submersible electric centrifugal pump | |
| RU2217584C1 (en) | Method of well treatment in formation | |
| CN114575787B (en) | A plugging unblocking string and method for contaminated wells in long well sections | |
| RU2528803C1 (en) | Processing of bottomhole of low-cemented terrigenous bed at abnormally low bed pressure | |
| RU2762640C1 (en) | Method for removing and preventing salt deposition in a well operated by a sucker rod pump | |
| RU2708647C1 (en) | Method of treatment of bottomhole zone of the well | |
| RU2816618C1 (en) | Method for increasing oil recovery on carbonate reservoirs of middle carboniferous | |
| RU2495231C1 (en) | Flushing method for wells with lost-circulation formation | |
| WO2012087466A1 (en) | Inducing flowback of damaging mud-induced materials and debris to improve acid stimulation of long horizontal injection wells in tight carbonate formations | |
| RU2717163C1 (en) | Treatment method of borehole zone of productive formation | |
| RU2237805C1 (en) | Method for treatment of face-adjacent well zone | |
| RU2156353C1 (en) | Method of treatment of bottom-hole zone of oil producing well | |
| RU2172824C1 (en) | Method of treatment and demudding of bottom-hole zone of development wells | |
| RU2243366C2 (en) | Method for acoustic treatment of wells of system for preservation of bed pressure | |
| SU1004625A1 (en) | Method of working bottom-adjoining zone of injection well | |
| RU2848487C1 (en) | Device for cleaning the bottom of the formation of a pressure well | |
| RU2848537C1 (en) | Method of acid treatment of prizaboynaya zone and development of production well with side shaft | |
| RU2753721C1 (en) | Method for removing liquid from wells and bhz by hydropneumatic swabbing |