RU2172400C2 - Method of treatment of producing formation in bottom-hole zone and packer for method embodiment - Google Patents
Method of treatment of producing formation in bottom-hole zone and packer for method embodiment Download PDFInfo
- Publication number
- RU2172400C2 RU2172400C2 RU99120960/03A RU99120960A RU2172400C2 RU 2172400 C2 RU2172400 C2 RU 2172400C2 RU 99120960/03 A RU99120960/03 A RU 99120960/03A RU 99120960 A RU99120960 A RU 99120960A RU 2172400 C2 RU2172400 C2 RU 2172400C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- packer
- well
- zone
- heating
- bottomhole
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Description
Предлагаемое изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для повышения продуктивности скважин путем интенсификации притоков нефти и повышения коэффициента нефтеотдачи. The present invention relates to the oil industry and is intended to increase well productivity by intensifying oil inflows and increasing oil recovery coefficient.
Известен способ электропрогрева призабойной зоны (см., например, А.А. Попов. Ударные воздействия на призабойную зону скважин. - М., Недра, 1990, с. 36-38), заключающийся в том, что нагревают жидкость в призабойной зоне примерно до 100oC, что обеспечивает снижение вязкости парафинистых и высоковязких нефтей, например, Усинского и Харьячинского месторождений, в результате повышается нефтеотдача скважин.A known method of electric heating of the bottom-hole zone (see, for example, A.A. Popov. Impacts on the bottom-hole zone of wells. - M., Nedra, 1990, p. 36-38), which consists in the fact that the fluid is heated in the bottom-hole zone to 100 o C, which reduces the viscosity of paraffinic and highly viscous oils, for example, Usinsky and Kharyachinsky deposits, resulting in increased oil recovery wells.
Основным недостатком анализируемого способа является возможность его применения в узкой области - при добыче высоковязких и парафинистых нефтей, когда в призабойной зоне выпадают парафины, смолы и асфальтены. Кроме того, описываемый способ сложен в практической реализации, так как часто выходят из строя электронагреватели из-за неудовлетворительного качества кабеля и термонагревательных элементов, работающих в агрессивной среде. The main disadvantage of the analyzed method is the possibility of its application in a narrow area - in the production of highly viscous and paraffinic oils, when paraffins, resins and asphaltenes fall in the bottomhole zone. In addition, the described method is difficult in practical implementation, since electric heaters often fail due to the unsatisfactory quality of the cable and thermal elements operating in an aggressive environment.
Известен также способ термической обработки призабойной зоны нефтяного пласта по авт. свид. СССР N 467173, кл. E 21 В 43/24, опубл. в БИ N 14, 1975, заключающийся в термической обработке призабойной зоны закачиванием в пласт теплоносителя с высокой теплопроводностью, в качестве которого используют гранулированный материал, например, металлопорошок. Гранулометрический состав металлопорошков выбирают из соображений возможности их закачки, а также их проникающей способности в трещины пласта. Приготовленные суспензии в поровые каналы не проникают, а заполняют имеющиеся и раскрывающиеся в процессе закачки трещины в призабойной зоне пласта. После создания в пласте системы трещин, заполненных гранулированным металлопорошком, в скважину спускают электронагревательное устройство и осуществляют нагрев при забойной зоны. There is also known a method of heat treatment of the bottom-hole zone of an oil reservoir according to ed. testimonial. USSR N 467173, class E 21 B 43/24, publ. in BI N 14, 1975, which consists in the heat treatment of the bottom-hole zone by pumping into the reservoir a heat carrier with high thermal conductivity, which is used as a granular material, for example, metal powder. The granulometric composition of metal powders is selected for reasons of their pumpability, as well as their penetration into formation fractures. The prepared suspensions do not penetrate into the pore channels, but fill the existing and opening in the process of injection cracks in the bottomhole formation zone. After creating a system of fractures in the formation filled with granular metal powder, an electric heating device is lowered into the well and heating is carried out at the bottomhole zone.
Способ сложен в реализации, так как фактически является двухэтапным, то есть сначала осуществляют гидроразрыв, а затем закачивают в трещины металлопорошок. Небольшая его эффективность предопределяется тем, что для проникновения металлопорошка в образованные трещины используют малые силы, возникающие от объемного расширения при нагреве призабойной жидкости, поэтому нагрев в глубь пласта распространяется на небольшое расстояние. The method is difficult to implement, since it is actually two-stage, that is, hydraulic fracturing is first carried out, and then metal powder is pumped into the cracks. Its small efficiency is determined by the fact that small forces arising from volume expansion during heating of the bottom-hole fluid are used to penetrate the metal powder into the formed cracks, therefore, heating deep into the formation extends over a small distance.
Известен способ разрыва пласта, включающий создание трещин разрывом пласта пороховыми газами и их закрепление закачкой насосными агрегатами в пласт жидкости с твердым агентом, например, кварцевым песком (см., например, Желтов Ю.М. Деформация горных пород.- М., Недра, 1966). A known method of fracturing, including the creation of cracks in the fracture of the reservoir with powder gases and fixing them by pumping pumping units into the reservoir fluid with a solid agent, for example, quartz sand (see, for example, Zheltov Yu.M. Deformation of rocks.- M., Nedra, 1966).
Недостатком этого способа является высокая его трудоемкость и стоимость, связанная с применением насосных агрегатов. The disadvantage of this method is its high complexity and cost associated with the use of pumping units.
Известен также способ размыва пласта пороховыми газами по патенту США N 3422760, кл. 102-21.6, заключающийся в создании трещин давлением газов, образующихся при сгорании в скважине порохового заряда, размещенного против продуктивного пласта. Недостатком способа является то, что пороховые газы только частично используют для создания трещин в призабойной зоне, часть их (порядка 50%) уходит вверх по скважине, при этом происходит закручивание троса, на котором подвешен заряд, что предопределяет необходимость последующего его извлечения. Последняя операция довольно сложна, часто связана с необходимостью разрезания троса и извлечения отдельных его кусков ловителями. Порой не удается извлечь все куски разрезанного троса и приходится бросать скважину. There is also known a method of erosion of the formation by powder gases according to US patent N 3422760, class. 102-21.6, which consists in the creation of cracks by the pressure of gases generated during the combustion in the well of a powder charge placed against the reservoir. The disadvantage of this method is that the powder gases are only partially used to create cracks in the bottomhole zone, some of them (about 50%) go up the well, while the cable is twisted, on which the charge is suspended, which determines the need for its subsequent extraction. The latter operation is quite complicated, often associated with the need to cut the cable and extract individual pieces of it with catchers. Sometimes it is not possible to extract all the pieces of the cut cable and you have to drop the well.
Известен также способ обработки зоны продуктивного пласта в окрестности забоя с использованием имплозии (см. , например, А.А.Попов. Ударные воздействия на призабойную зону скважин. - М., Недра, 1990, с.35-36), сущность которого заключается в том, что на колонне насосно-компрессорных труб напротив интервала обрабатываемого пласта устанавливают пустотелую емкость с мембраной. Затем разрывают эту мембрану, в результате чего создается разрежение на забое. За счет возникающей депрессии пластовая жидкость с большой скоростью поступает в скважину. Интенсивное движение жидкости из пласта в скважину способствует очистке фильтруемой части пласта от отложений. There is also a method of treating a zone of a productive formation in the vicinity of a face using implosion (see, for example, A.A. Popov. Impact effects on the bottom-hole zone of wells. - M., Nedra, 1990, p. 35-36), the essence of which is in that on the column of tubing opposite the interval of the treated formation, a hollow container with a membrane is installed. This membrane is then torn, resulting in a rarefaction at the bottom. Due to the emerging depression, the reservoir fluid enters the well at high speed. The intense movement of fluid from the formation into the well helps to clean the filtered portion of the formation from deposits.
Анализ имеющихся результатов обработки призабойных зон с использованием имплозии на Западно-Тэбукском, Нижнеомринском и Ижма-Омринском месторождениях нефти показал, что этот способ имеет ограниченное применение по горно-геологическим условиям. Он малоэффективен при высокой проницаемости призабойной зоны скважины, так как скорость потока жидкости от продуктивного пласта в скважину мала из-за больших сечений пор и трещин в призабойной зоне. An analysis of the available results of the treatment of bottom-hole zones using implosion in the West Tebuk, Nizhneomrinsky and Izhma-Omrinskoye oil fields showed that this method has limited use in geological conditions. It is ineffective with high permeability of the bottomhole zone of the well, since the rate of fluid flow from the reservoir into the well is small due to large cross sections of pores and cracks in the bottomhole zone.
Кроме того, наблюдались случаи безрезультативного использования имплозии вследствие преждевременного разрыва мембран, изготовленных из серого чугуна СЧ15-32. In addition, there were cases of ineffective use of implosion due to premature rupture of membranes made of gray cast iron SCh15-32.
Описанные недостатки ограничивают область применения имплозии и не во всех случаях при ее применении достигается положительный результат. The described disadvantages limit the scope of implosion and not in all cases when it is applied, a positive result is achieved.
Наиболее близким аналогом по технической сущности и достигаемому эффекту является способ обработки призабойной зоны скважины по патенту РФ N 2087693, кл. E 21 В 43/25, опубл. в БИ N 23, 1997 г., включающий спуск глубинного технологического оборудования с зарядом из медленно горящего источника термического воздействия, сжигание последнего в обрабатываемом интервале, технологическую выдержку для аккумулирования тепла в обрабатываемом интервале, депрессионное воздействие и удаление части скважинной жидкости с поступившими в нее при депрессионном воздействии из призабойной зоны кольматирующими элементами. При этом в качестве медленно горящего источника термического воздействия используют источник термогазового или термогазохимического воздействия, плоскость начала сжигания которого располагают ниже нижних перфорационных отверстий обрабатываемого интервала на 5-15% его длины, а после аккумулирования тепла в обрабатываемом интервале производят перемещение глубинного технологического оборудования с источником термогазового или термогазохимического воздействия вдоль обрабатываемого интервала, после чего производят технологическую выдержку для замещения в обрабатываемом интервале газообразных продуктов горения скважинной жидкостью. The closest analogue in technical essence and the achieved effect is a method for processing the bottom-hole zone of a well according to RF patent N 2087693, class. E 21 B 43/25, publ. in BI N 23, 1997, including the descent of deep technological equipment with a charge from a slowly burning heat source, burning the latter in the treated interval, technological exposure for heat accumulation in the treated interval, depression and removal of part of the well fluid with depressive effects from the bottom-hole zone by clogging elements. In this case, a source of thermogas or thermogasochemical influence is used as a slowly burning source of thermal effect, the plane of the onset of burning of which is located below the lower perforation holes of the processed interval by 5-15% of its length, and after heat accumulation in the processed interval, the deep processing equipment is moved with the thermogas source or thermogasochemical exposure along the processed interval, after which the technological Shutter speed for substitution in the treated interval combustion gases downhole fluid.
Недостатком этого способа являются: а) сложность реализации, связанная с перемещением оборудования вдоль обрабатываемого интервала; б) длительность процесса, связанная с перемещением оборудования и технологическими выдержками для замещения в обрабатываемом интервале газообразных продуктов горения скважинной жидкостью; в) малые расстояния от стенок скважины, на которые воздействует высокотемпературная зона (именно по этой причине необходимо перемещать оборудование с источником термического воздействия вдоль скважины). Все эти недостатки снижают эффективность использования рассматриваемого способа. The disadvantage of this method are: a) the complexity of the implementation associated with the movement of equipment along the processed interval; b) the duration of the process associated with the movement of equipment and technological excerpts for the replacement in the processed interval of gaseous products of combustion of well fluid; c) small distances from the walls of the well, which are affected by the high-temperature zone (it is for this reason that it is necessary to move equipment with a thermal source along the well). All these disadvantages reduce the effectiveness of the use of this method.
Известен интервальный пакер по авт. свид. СССР N 643625, кл. E 21 В 33/12, опубл. в БИ N 3, 1979, содержащий верхний и нижний пакеры со стволами, выполненными с радиальными каналами, корпус с окнами, якорь, клапанное устройство, гильзу и фиксатор, причем ствол нижнего пакера жестко соединен с гильзой, а фиксатор установлен на конце ствола верхнего пакера с возможностью взаимодействия с гильзой, при этом в нижней части ствола нижнего пакера установлен жестко связанный с ним патрубок, образующий со стволом кольцевую полость, а под герметизирующим элементом установлен поршень, образующий со стволом камеру, сообщающуюся с кольцевой полостью, а при пакеровке - с внутрипакерным пространством. Нижняя поверхность интервального пакера выполнена плоской, что не влияет на эффективность работы пакера, но при использовании его при взрыве - уменьшает эффективность последнего. Known interval packer by ed. testimonial. USSR N 643625, class E 21 B 33/12, publ. in
Известно также скважинное фиксирующее устройство по авт. свид. СССР N 1122817, кл. E 21 В 47/00, опубл. в БИ N 41, 1984, содержащее корпус, кабель-трос, втулку, стопорный механизм, тяговый механизм, связанный с распорным элементом, снабженным парашютом из эластичного материала, натянутого на каркас из рычагов, шарнирно связанных с втулкой, и упругий элемент, дополнительную пружину, дополнительные упоры, стопорную втулку с внутренними упорами и кольцом-защелкой, нижние рычаги, при этом дополнительная пружина размещена внутри стопорной втулки, установленной в нижней части корпуса, подпружинивая втулку относительно корпуса, и взаимодействует с тяговым механизмом, а дополнительные упоры установлены на нижних рычагах, шарнирно связанных с упругим элементом. Нижняя торцевая его поверхность выполнена в виде конусов. Also known downhole locking device according to ed. testimonial. USSR N 1122817, class E 21 B 47/00, publ. in BI N 41, 1984, comprising a housing, a cable, a sleeve, a locking mechanism, a traction mechanism associated with a spacer element equipped with a parachute of elastic material, stretched onto a frame of levers pivotally connected to the sleeve, and an elastic element, an additional spring , additional stops, a locking sleeve with internal stops and a snap ring, lower levers, while an additional spring is placed inside the locking sleeve installed in the lower part of the housing, springing the sleeve relative to the housing, and interacts with ovym mechanism, and the additional stops are mounted on the lower arm pivotally connected with the elastic member. Its lower end surface is made in the form of cones.
Недостатком рассматриваемого фиксирующего устройства является неэффективность использования его при взрыве, так как газы, образуемые при нем, будут способствовать разгерметизации скважины. The disadvantage of this fixing device is the inefficiency of using it in an explosion, since the gases generated during it will contribute to the depressurization of the well.
Наиболее близким аналогом по технической сущности и достигаемому эффекту является гидравлический пакер по авт. свид. СССР N 571581, кл. E 21 В 33/12, опубл. в БИ N 33, 1977, содержащий шток, гидронасос и эластичную манжету с пружинящей опорой, выполненной из смещенных друг относительно друга внутренних и внешних рядов пластин, при этом внутренние пластины снабжены наконечниками, которые размещены в эластичной манжете и жестко связаны с пластинами внешнего ряда. Нижняя поверхность пакера выполнена плоской, переходящей в коническую, затем вновь в плоскую и коническую, которые образуют со стенкой скважины клиновой "карман". The closest analogue in technical essence and the achieved effect is a hydraulic packer according to ed. testimonial. USSR N 571581, class E 21 B 33/12, publ. in BI N 33, 1977, containing a rod, a hydraulic pump and an elastic cuff with a spring support made of offset from each other inner and outer rows of plates, while the inner plates are equipped with tips that are placed in an elastic cuff and are rigidly connected with the plates of the outer row. The bottom surface of the packer is made flat, turning into a conical, then again into a flat and conical, which form a wedge "pocket" with the wall of the well.
Недостатком такого пакера является малая эффективность использования его при взрыве, так как образуемые при взрыве газы способствуют разгерметизации скважины. The disadvantage of this packer is the low efficiency of its use in the explosion, since the gases generated during the explosion contribute to the depressurization of the well.
Технической задачей, решаемой предлагаемым изобретением, является повышение эффективности притоков нефти, а следовательно, повышение продуктивности скважины и коэффициента нефтеотдачи и одновременно с этим упрощение технологии обработки призабойной зоны скважины за счет удаления продуктов кольматации из призабойной зоны скважины. The technical problem solved by the invention is to increase the efficiency of oil inflows, and consequently, increase well productivity and oil recovery coefficient and, at the same time, simplify the technology for processing the bottom-hole zone of a well by removing the mud products from the bottom-hole zone of the well.
Эта задача решается за счет того, что в способе обработки продуктивного пласта в призабойной зоне скважины, включающем нагрев жидкости в призабойной зоне и удаление из призабойной зоны продуктов кольматации, согласно изобретению, в призабойную зону с использованием средства подвеса опускают нагревательный элемент для нагрева жидкости выше точки кипения ее компонентов, в призабойной зоне скважины образуют призабойную камеру, верхнюю часть которой выше размещения нагревательного элемента герметизируют пакером, после нагрева жидкости осуществляют ее охлаждение, при этом нагрев жидкости и ее охлаждение осуществляют в объеме призабойной камеры, затем разгерметизируют призабойную камеру удалением пакера, после чего удаляют продукты кольматации из призабойной зоны одновременно с добычей нефти. This problem is solved due to the fact that in the method of treating the reservoir in the bottomhole zone of the well, which includes heating the fluid in the bottomhole zone and removing from the bottomhole zone the products of mudding, according to the invention, in the bottomhole zone using the suspension means lower the heating element to heat the fluid above the point boiling of its components, in the bottom-hole zone of the well form a bottom-hole chamber, the upper part of which is sealed with a packer above the location of the heating element, after heating the liquid suschestvlyayut its cooling, with the heating fluid and its cooling is carried out in a volume of bottomhole chamber, then removing the vented chamber bottomhole packer, whereupon the products are removed from the bottom zone clogging simultaneously with oil.
Эти операции и их последовательность обеспечивают жидкостный поток сначала в сторону пласта за счет объемного расширения жидкости и повышения давления в призабойной камере, а затем в обратном направлении от пласта за счет депрессии, что обеспечивает одновременно расширение трещин в призабойной зоне за счет возникающего потока, а следовательно, и давления жидкости, а также снижение вязкости нефти и удаление асфальтосмолопарафиновых отложений за счет температурного воздействия (известный эффект воздействия температуры). Обратный поток жидкости из пласта в призабойную камеру способствует очистке фильтруемой части пласта от отложений и в отдельных случаях приводит к разрушению породы призабойной зоны скважины и образованию там дополнительных трещин. Это, в конечном счете, повышает продуктивность скважины и упрощает технологию (так как исключены случаи закручивания троса в скважине из-за наличия пакера, а значит, исключены операции по его разрезанию и извлечению отдельных кусков троса ловителями). These operations and their sequence provide fluid flow first to the formation due to volumetric expansion of the fluid and increase in pressure in the bottomhole chamber, and then in the opposite direction from the formation due to depression, which simultaneously ensures the expansion of cracks in the bottomhole zone due to the resulting flow, and therefore and liquid pressure, as well as a decrease in the viscosity of oil and the removal of asphalt-resin-paraffin deposits due to temperature exposure (a known effect of temperature exposure). The reverse fluid flow from the formation to the bottomhole chamber helps to clean the filtered part of the formation from deposits and in some cases leads to the destruction of the bottomhole zone of the well and the formation of additional cracks there. This, ultimately, increases the productivity of the well and simplifies the technology (since there are no cases of twisting the cable in the well due to the presence of the packer, which means that operations to cut it and remove individual pieces of the cable by catchers are excluded).
Целесообразно нагрев жидкости в призабойной камере осуществлять выше точки кипения одной из составляющих ее легких фракций нефти, например бензина. It is advisable to heat the liquid in the bottomhole chamber above the boiling point of one of its constituent light fractions of oil, for example gasoline.
Такая операция обеспечивает переход в пар легких фракций нефти (температура кипения 80-96oC). Здесь и ниже речь идет о нормальном давлении в силу того, что в призабойной зоне скважины давление в жидкости зависит от глубины скважины. В соответствии с этим температура кипения воды и фракций возрастает, оставаясь, однако, отличной друг от друга, то есть для конкретной скважины температура кипения их должна рассчитываться в соответствии с весом столба жидкости в скважине.This operation provides a transition in the vapor of light oil fractions (boiling point 80-96 o C). Here and below, we are talking about normal pressure due to the fact that in the near-well zone of the well, the pressure in the fluid depends on the depth of the well. In accordance with this, the boiling point of water and fractions increases, however remaining different from each other, that is, for a particular well, their boiling point should be calculated in accordance with the weight of the liquid column in the well.
Жидкость, находясь в призабойной камере, в большей степени увеличивает свой объем и этому способствует пар, в который перешла одна из составляющих легких фракций нефти. В итоге резко повышается давление в призабойной камере и, как следствие, повышается эффективность притока нефти, так как при большем давлении воздействие его осуществляется на большее расстояние от скважины и эффект депрессии будет также большим. The liquid, being in the bottomhole chamber, to a greater extent increases its volume and this is facilitated by the vapor into which one of the components of the light oil fractions has passed. As a result, the pressure in the bottom-hole chamber rises sharply and, as a result, the oil inflow efficiency increases, since at a higher pressure its effect is carried out at a greater distance from the well and the effect of depression will also be large.
Целесообразно нагрев жидкости в призабойной камере осуществлять выше точки кипения воды. It is advisable to heat the liquid in the bottomhole chamber above the boiling point of water.
Такая операция позволяет повысить эффективность процесса обработки призабойной зоны скважины, так как температура кипения воды выше температуры кипения легких фракций нефти (соответственно 100o и 80-96oC при нормальном давлении), поэтому в пар перейдут и вода, и легкие фракции нефти, а следовательно, парциальные давления составляющих жидкости в призабойной камере, перешедших в пар, будут суммироваться и суммарное давление становиться большим, нежели парциальное давление одной из составляющих жидкости, перешедшей в пар.This operation allows you to increase the efficiency of the processing of the bottom-hole zone of the well, since the boiling point of water is higher than the boiling point of light oil fractions (respectively 100 o and 80-96 o C at normal pressure), therefore, both water and light oil fractions will pass into the steam, and consequently, the partial pressures of the fluid components in the bottomhole chamber converted to steam will be added up and the total pressure will become greater than the partial pressure of one of the fluid components converted to steam.
Целесообразно нагрев жидкости в призабойной камере осуществлять выше точки кипения одной из составляющих ее тяжелых фракций нефти, например масел. Эта операция еще в большей степени повышает эффективность предлагаемого способа, так как большее количество составляющих жидкости в призабойной камере переходит в пар (температура кипения масел 460-500oC при нормальном давлении), следовательно, суммарное давление в призабойной камере увеличивается в соответствии с законом Дальтона. Повышается и эффективность воздействия давления в призабойной камере, то есть на большем расстоянии от стенок скважины оно будет воздействовать на частицы в порах призабойной зоны, которые там осаждены. Проницаемость призабойной зоны продуктивного пласта повышается за счет одновременного воздействия создаваемого в призабойной камере давления и температуры.It is advisable to heat the liquid in the bottomhole chamber above the boiling point of one of its constituent heavy fractions of oil, for example oils. This operation even more increases the efficiency of the proposed method, since a larger amount of liquid components in the bottomhole is converted to steam (oil boiling point 460-500 o C at normal pressure), therefore, the total pressure in the bottomhole increases in accordance with Dalton’s law . The effectiveness of the pressure in the bottom-hole chamber also increases, that is, at a greater distance from the walls of the well, it will affect particles in the pores of the bottom-hole zone, which are deposited there. The permeability of the bottom-hole zone of the reservoir increases due to the simultaneous effect of pressure and temperature created in the bottom-hole chamber.
Целесообразно нагрев жидкости в призабойной камере осуществлять мгновенно, например взрывом. Описываемые выше эффекты еще в большей степени будут проявлены, так как образованные пары, находящиеся в призабойной камере, не успеют частично попасть в жидкость и в продуктивный пласт, что наблюдается при медленном прогреве, в силу чего в призабойной камере будет повышенное давление, а следовательно, на большее расстояние от скважины будет осуществляться воздействие давления. It is advisable to heat the liquid in the bottom-hole chamber instantly, for example, by an explosion. The effects described above will be manifested even more, since the formed vapors located in the bottomhole chamber will not have time to partially get into the fluid and into the reservoir, which is observed during slow heating, due to which there will be increased pressure in the bottomhole chamber, and therefore at a greater distance from the well, pressure will be applied.
Целесообразно охлаждение жидкости в объеме призабойной зоны скважины осуществлять принудительно с использованием, например, термопар. It is advisable to cool the fluid in the volume of the bottom-hole zone of the well by force using, for example, thermocouples.
Такая операция интенсифицирует поток жидкости из продуктивного пласта в скважину, что позволяет удалить продукты кольматации из призабойной зоны скважины и повысить дебит нефти. Использование термопар позволяет упростить коммуникации, так как их размер мал, и тем самым увеличить рабочее сечение скважины. Применение термопар целесообразно при отсутствии холодной воды на поверхности (например, в местах с жарким климатом). This operation intensifies the flow of fluid from the reservoir into the well, which allows you to remove the products of mudding from the bottomhole zone of the well and increase the flow rate of oil. The use of thermocouples makes it possible to simplify communications, since their size is small, and thereby increase the working cross section of the well. The use of thermocouples is advisable in the absence of cold water on the surface (for example, in places with a hot climate).
Целесообразно также охлаждение жидкости в объеме призабойной камеры осуществлять принудительно, подавая с поверхности холодную воду. It is also advisable to cool the liquid in the volume of the bottomhole chamber by force, supplying cold water from the surface.
Такая операция также способствует созданию потока из продуктивного пласта в скважину, вымыву продуктов кольматации из трещин и пор в скважину с последующим удалением этих продуктов из призабойной зоны скважины, так как в замкнутом объеме, каким является призабойная камера, с уменьшением температуры уменьшается давление. Кроме того, эта операция способствует упрощению и повышению надежности конструкции пакера, уменьшаются также энергозатраты. Such an operation also contributes to the creation of a flow from the producing formation into the well, the washing out of mud products from cracks and pores into the well, followed by removal of these products from the bottomhole zone of the well, since the pressure decreases in a closed volume, which is the bottomhole chamber, with decreasing temperature. In addition, this operation helps to simplify and increase the reliability of the packer design, and energy costs are also reduced.
У пакера для обработки продуктивного пласта в призабойной зоне скважины, содержащего корпус со средствами радиального уплотнения и средство подвеса, согласно изобретению, нижняя торцевая поверхность выполнена в виде вогнутой поверхности второго порядка. In a packer for processing a productive formation in a near-wellbore zone of a well, comprising a housing with radial sealing means and a suspension means according to the invention, the lower end surface is made in the form of a concave second-order surface.
Такая конструкция пакера меньше подвержена отрицательным воздействиям взрыва, в частности, отсутствие "карманов" исключает разгерметизацию пакера (более того, улучшает герметизацию) и, являясь отражателем, направляет взрывную волну вдоль оси скважины в направлении продуктивного пласта, что повышает эффективность обработки продуктивного пласта в призабойной зоне скважины. This design of the packer is less susceptible to negative effects of the explosion, in particular, the absence of “pockets” eliminates the depressurization of the packer (moreover, improves sealing) and, being a reflector, directs the blast wave along the axis of the well in the direction of the reservoir, which increases the efficiency of processing the reservoir in the bottom hole well zone.
Целесообразно у пакера вогнутую поверхность второго порядка выполнять полусферической. It is advisable that the packer concave surface of the second order to perform hemispherical.
Такая конструкция пакера является простейшей в изготовлении и при взрыве, направляя взрывную волну вдоль продольной оси скважины, обеспечивает его самоуплотнение. This design of the packer is the simplest to manufacture and in the explosion, directing the blast wave along the longitudinal axis of the well, provides its self-sealing.
Целесообразно у пакера вогнутую поверхность второго порядка выполнять параболоидной. It is advisable that the packer concave surface of the second order to perform paraboloid.
Такая конструкция пакера повышает эффективность его самоуплотнения и направленность взрывной волны вдоль продольной оси скважины, так как нижняя торцевая поверхность пакера у стенки скважины имеет большую длину и более плавно переходит в цилиндрическую. This design of the packer increases the efficiency of its self-sealing and the directivity of the blast wave along the longitudinal axis of the well, since the lower end surface of the packer near the wall of the well has a longer length and more smoothly becomes cylindrical.
Сущность предлагаемого способа обработки продуктивного пласта в призабойной зоне скважины и пакера для его осуществления поясняется примером их использования и чертежами. The essence of the proposed method of processing the reservoir in the bottomhole zone of the well and the packer for its implementation is illustrated by an example of their use and drawings.
На представленных чертежах иллюстрируется: фиг. 1 - операция по установке в скважине нагревательного элемента; фиг. 2 - герметизация верхней части призабойной зоны скважины; фиг. 3 - нагрев жидкости в призабойной камере и создание потока жидкости, движущегося в сторону пласта; фиг. 4 - взрыв в призабойной камере; фиг. 5 - операция по охлаждению жидкости в призабойной камере и образование обратного потока жидкости за счет депрессии; фиг. 6 - разгерметизация скважины; фиг. 7 - пакер, размещенный в скважине. In the drawings, illustrated: FIG. 1 - operation to install a heating element in the well; FIG. 2 - sealing the upper part of the bottomhole zone of the well; FIG. 3 - heating the fluid in the bottom-hole chamber and creating a fluid flow moving towards the formation; FIG. 4 - explosion in the face; FIG. 5 - operation to cool the liquid in the bottomhole chamber and the formation of a reverse fluid flow due to depression; FIG. 6 - depressurization of the well; FIG. 7 - packer placed in the well.
Реализация предлагаемого способа осуществляется в следующей последовательности. Implementation of the proposed method is carried out in the following sequence.
В скважину 1 (обсадную трубу), используя средство подвеса (трос или трубу) 2, опускают в призабойную зону нагревательный элемент 3 (фиг. 1), который может иметь любую конструкцию и принцип действия которого основан на любом физическом или химическом явлении. Так, например, можно использовать медленно горящий источник термогазохимического воздействия в виде пиротехнического заряда марки ЗПИУ-98-850 со следующими характеристиками: длина 850 мм, диаметр 98 мм, масса 7,5 кг; компоненты: горючее 54%, окислитель 40%; технологические добавки 6%; плотность 1,83 г/см3, теплота сгорания 2000-2200 ккал/кг, скорость сгорания 20 мм/с, время сгорания 42,5 с, объем газообразных продуктов 600 л/кг; состав продуктов сгорания: Cl2, H2O, H2, MeO, температура горения 2500oC, температура воспламенения 500-700oC, ток зажигания пиротехнического заряда 3-4 А. При использовании такого источника все составляющие жидкости скважины от нагрева перейдут в парообразное состояние. Чем дальше от нагревательного элемента, тем температура ниже, а следовательно, будет зона, где в пар перейдут вода и легкие фракции нефти, затем будет зона, где в пар перейдут только легкие фракции нефти, и, наконец, будет зона, где нагреется вся жидкость в скважине 1 и произойдет ее объемное расширение.In the well 1 (casing), using the suspension means (cable or pipe) 2, the heating element 3 (Fig. 1) is lowered into the bottomhole zone, which can be of any design and the principle of operation of which is based on any physical or chemical phenomenon. So, for example, you can use a slowly burning source of thermogasochemical effects in the form of a pyrotechnic charge of the ZPIU-98-850 brand with the following characteristics: length 850 mm, diameter 98 mm, weight 7.5 kg; components: fuel 54%, oxidizing agent 40%;
Здесь приведен пример, когда происходит нагрев жидкости свыше температуры кипения тяжелых фракций. Однако можно снизить температуру нагрева, например, до 100oC. В этом случае не будет зоны, в которой тяжелые фракции нефти перейдут в парообразное состояние. Однако другие зоны останутся.An example is given here when a liquid is heated above the boiling point of heavy fractions. However, it is possible to lower the heating temperature, for example, to 100 ° C. In this case, there will be no zone in which heavy fractions of the oil pass into a vapor state. However, other areas will remain.
Следующей операцией является герметизация скважины 1 в верхней части выше размещения нагревательного элемента 3. Для этого используют пакер 4 (фиг. 2, 7), нижняя торцевая поверхность которого может быть любой. Однако в случае мгновенного нагревания (при взрыве) жидкости в призабойной зоне скважины 1 целесообразно выполнять нижнюю торцевую поверхность 5 пакера 4 (фиг. 7) в виде вогнутой поверхности второго порядка. Таким образом, в призабойной зоне скважины 1 образуется призабойная камера 6, верхняя часть которой загерметизирована. The next operation is to seal the
Затем начинают нагревать жидкость, находящуюся в призабойной камере 6. Из-за повышения температуры происходит объемное расширение жидкости в призабойной камере 6, что предопределяет возникновение потока жидкости в сторону забоя скважины 1, а следовательно, и в продуктивный пласт (фиг. 3). Чем больше температура разогрева жидкости в призабойной камере 6, тем более интенсивным будет ее поток в направлении продуктивного пласта. После прекращения нагрева жидкости в призабойной камере 6 ее охлаждают в этой камере, что уменьшает ее объем (фиг. 5), в результате чего образуется обратный поток жидкости от продуктивного пласта в камеру 6. Интенсивность обратного потока будет зависеть от скорости охлаждения жидкости в призабойной камере 6. Then, the fluid located in the bottom-
Минимальная скорость обратного потока жидкости будет в случае, если охлаждение будет осуществляться естественно, что обеспечит простоту операции, так как при этом не нужно никакого оборудования. Однако эту операцию можно ускорить, осуществив принудительное охлаждение жидкости в призабойной камере 6, для чего предварительно в призабойной камере 6 размещают внизу пакера 4 охладитель 7 (фиг. 5). Целесообразно охладитель 7 и нагревательный элемент 3 закрепить к пакеру 4 снизу и опускать их в скважину 1 одновременно. Охладитель 7 может работать на любом принципе действия: механическом, когда с поверхности скважины 1 прогоняют холодную воду; электрическом, когда используют для охлаждения термопары, или химическом, используя расширяющиеся газы. При использовании холодной воды, подаваемой с поверхности, позиции 2, 7 соответственно означают водную магистраль (для подачи воды) и охладитель, например, в виде радиатора; при использовании электричества эти позиции означают соответственно электрический кабель и термопару (средством подвеса 2 может служить или трос, или электрический кабель, или водная магистраль), при этом водная магистраль или электрический кабель выполняют две функции - средства подвеса и средства для подачи энергии. При охлаждении жидкости в замкнутом объеме уменьшается давление, приводящее к возникновению потока из продуктивного пласта в скважину. Чем интенсивнее охлаждение, тем интенсивнее обратный поток жидкости, а следовательно, будет лучшей очистка трещин и пор в призабойной зоне (улучшается фильтрация). В итоге повысится приток нефти из продуктивного пласта в скважину 1. Выбор принципа охлаждения и соответствующих средств будет определяться экономическим подходом и степенью совершенствования того или иного метода или оборудования. The minimum rate of return flow of the liquid will be in case cooling is carried out naturally, which will ensure ease of operation, since this does not require any equipment. However, this operation can be accelerated by forced cooling of the liquid in the
Если первая операция - нагрев жидкости в призабойной камере 6 - приводит к улучшению проницаемости призабойной зоны, так как засоренность пор и трещин призабойной зоны уменьшается в связи с нагревом и расплавлением осажденного в трещинах и порах парафина, смол и асфальтенов, то операция по охлаждению жидкости в призабойной камере 6 создает разрежение в призабойной зоне, в результате чего наблюдается интенсивное движение жидкости из продуктивного пласта в скважину 1, что способствует очистке фильтруемой части продуктивного пласта от отложений частиц, парафинов, смол и т.д., а в отдельных случаях приводит к разрушению породы призабойной зоны продуктивного пласта и образованию там трещин. Известны случаи, когда после обработки призабойной зоны обратным потоком жидкости с применением имплозии, приток нефти в нефтедобывающих скважинах 1 возрастает в несколько раз. Иногда скважины 1, эксплуатируемые механизированным способом, переходят в фонтанирующие. If the first operation — heating the liquid in the bottom-
Следующей операцией является разгерметизация призабойной зоны скважины 1 (фиг. 6), то есть удаление пакера 4, после чего можно эксплуатировать нефтедобывающую скважину 1. Продукты кольматации удаляют из призабойной зоны скважины 1 после разгерметизации последней. Операцию по удалению продуктов кольматации из скважины осуществляют одновременно с добычей нефти. The next operation is the depressurization of the bottom-hole zone of the well 1 (Fig. 6), that is, the removal of the
При нагреве жидкости в призабойной камере 6 до температуры 80-96oC (здесь и ниже речь пойдет о температурах при нормальном давлении, так как в скважинах 1 давление жидкости в призабойных зонах различно и зависит от глубины скважины 1, изменяющейся от 800 до 4000 м в зависимости от месторождения) происходит кипение легких фракций нефти (бензин, бензол и т.д.), при температуре 100oC закипает вода, при температурах 460-500oC закипают масляные фракции нефти. В призабойной зоне температура кипения воды и фракций нефти увеличивается в зависимости от давления вертикального ствола жидкости в скважине 1, оставаясь отличной друг от друга.When heating the fluid in the bottom-
В силу того что призабойная камера герметична, в замкнутом объеме нагрев жидкости приводит к повышению давления. Due to the fact that the bottom-hole chamber is tight, in a closed volume heating of the liquid leads to an increase in pressure.
Если нагреем до температуры кипения легких фракций нефти, то парциальное давление в призабойной камере 6 создается только парами легких фракций нефти. Если нагреем выше, то возникает парциальное давление от паров воды и тяжелых фракций нефти. Соответственно общее давление газов, химически не взаимодействующих друг с другом, равно сумме парциальных давлений этих газов (закон Дальтона). If we heat to the boiling point of light oil fractions, then the partial pressure in the bottom-
Для определения оптимальной температуры нагрева жидкости в призабойной камере 6 необходимо знать состав жидкости в скважине 1. Если последняя сильно обводнена, то можно ограничиться прогревом до 100oC с учетом давления жидкости в скважине 1 (с учетом глубины скважины). Если в нефти много легких фракций, температуру нагрева можно снизить, и наоборот, при большом количестве тяжелых (вязких) фракций в нефти - температуру целесообразно повысить до кипения последних. При любой температуре нагрева жидкость, не перешедшая в пар, будет увеличивать свой объем, повышая давление в призабойной камере, и тем самым способствовать созданию потока от призабойной камеры 6 в сторону продуктивного пласта. Однако эта составляющая будет меньше, чем воздействие давления паров тех или иных фракций нефти и воды. Будет комплексное взаимодействие паров и расширяющейся жидкости в призабойной зоне. При использовании пиротехнических зарядов будет наблюдаться зональный прогрев, где, по мере удаления от заряда, температура будет падать, а следовательно, будет наблюдаться переход в парообразное состояние всех составляющих жидкости вместе или по отдельности.To determine the optimum temperature for heating the fluid in the bottom-
Чем меньше температура нагрева жидкости в призабойной камере 6, тем меньше затраты энергии для выполнения этой операции, однако и эффективность притока нефти при этом будет ниже. Если использовать нагрев до высоких температур (когда кипят масла), то в некотором отдалении от источника нагрева температура будет ниже максимальной, то есть будет наблюдаться кипение тяжелых и иных фракций нефти вблизи от источника нагрева, а на некотором удалении будут кипеть только вода и легкие фракции нефти. The lower the temperature of the heating fluid in the
Наиболее эффективно использовать взрыв для реализации предлагаемого способа обработки призабойной зоны (фиг. 4). В этом случае обеспечивается повышение давления в призабойной камере 6 и нагрев жидкости в ней до максимальных температур, то есть одновременное воздействие давления на поры в призабойной зоне продуктивного пласта и температуры, снижающей вязкость нефти. Учитывая, что верхняя часть призабойной зоны скважины 1 загерметизирована, эффективность взрыва в этом случае по крайней мере в два раза выше, чем эффективность применяемых в настоящее время способов, так как все продукты сгорания направляются только вниз (происходит направленный взрыв). The most effective use of the explosion to implement the proposed method for processing the bottom-hole zone (Fig. 4). In this case, an increase in pressure in the bottom-
Для реализации предлагаемого способа с использованием взрыва как операции для мгновенного подъема температуры в призабойной камере 6 целесообразно использовать пакеры 4 с любой конструкцией средств радиального уплотнения, но у которых нижняя торцевая поверхность 5 выполнена в виде вогнутой поверхности второго порядка. В остальном конструкция узлов пакера 4 может быть любой. Такая вогнутая поверхность может быть выполнена полусферической или параболоидной. Эти формы нижней торцевой поверхности 6 пакера 4 обеспечивают направленность взрывной волны вдоль продольной оси скважины 1 и одновременно обеспечивают самоуплотнение пакера 4 по поверхности скважины 1, не создавая концентраторов напряжений в пакере 4. В первом случае упрощается изготовление пакера 4, во втором - повышается эффективность, так как нижняя торцевая поверхность пакера 4 у стенки скважины имеет большую длину и более плавно переходит в цилиндрическую. To implement the proposed method using an explosion as an operation for instantly raising the temperature in the bottom-
С другой стороны предлагаемый способ обработки продуктивного пласта в призабойной зоне скважины 1 включает одновременно воздействие взрывной волны, гидроразрыва и температуры, приводящих к образованию дополнительных трещин в призабойной зоне скважины 1, к снижению вязкости нефтяных фракций и особенно отложений, а также к обратному потоку жидкости от продуктивного пласта к скважине 1, что способствует выносу отложений из пор и трещин. Иными словами предложенный способ обработки призабойной зоны скважины 1 обеспечивает положительные эффекты известных способов обработки призабойной зоны. Более того, за счет герметизации верхней части скважины 1 он эффективнее известных способов, так как обеспечивает направленность взрыва, а это, по меньшей мере, в два раза эффективнее простого взрыва в скважине 1. On the other hand, the proposed method for treating a productive formation in the bottom-hole zone of a
Другим преимуществом предлагаемого способа является возможность управления степенью прогрева жидкости в призабойной зоне в зависимости от состава нефти и от процентного содержания в ней легких и тяжелых фракций, а также количества воды, что, в определенной мере, позволяет снизить энергетические затраты на эту операцию. Another advantage of the proposed method is the ability to control the degree of heating of the fluid in the bottomhole zone, depending on the composition of the oil and the percentage of light and heavy fractions in it, as well as the amount of water, which, to a certain extent, allows to reduce energy costs for this operation.
И, наконец, предлагаемый способ обеспечивает сохранность геофизических кабелей и троса, размещенных выше призабойной зоны (выше пакера 4). And finally, the proposed method ensures the safety of geophysical cables and cable located above the bottomhole zone (above the packer 4).
Claims (10)
Priority Applications (8)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99120960/03A RU2172400C2 (en) | 1999-10-01 | 1999-10-01 | Method of treatment of producing formation in bottom-hole zone and packer for method embodiment |
| CN00815289A CN1387603A (en) | 1999-10-01 | 2000-09-29 | Method for treating an oil-bearing layer in the vicinity of the bottom of a drilled well, sealer for carrying out said treatment and method for fixing said sealer in said drilled well |
| PCT/RU2000/000402 WO2001025596A1 (en) | 1999-10-01 | 2000-09-29 | Method for processing the production layer in a bottom hole area, packer therefor and method for securing a packer inside the bottom of a hole |
| CA002388799A CA2388799A1 (en) | 1999-10-01 | 2000-09-29 | Method and packer for processing a productive formation in bottom-hole zone of a well, and method for fixing a packer inside a well |
| MXPA02003165A MXPA02003165A (en) | 1999-10-01 | 2000-09-29 | Method for processing the production layer in a bottom hole area, packer therefor and method for securing a packer inside the bottom of a hole. |
| GB0207260A GB2372526A (en) | 1999-10-01 | 2000-09-29 | Method for processing the production layer in a bottom hole area, packer therefor and method for securing a packer inside the bottom of a hole |
| NO20021478A NO20021478L (en) | 1999-10-01 | 2002-03-25 | Method and gasket for processing a productive formation in the bottom hole zone of a well, and method of attaching gasket to a well |
| US10/106,840 US20020157831A1 (en) | 1999-10-01 | 2002-03-27 | Method and packer for processing a productive formation in bottom-hole zone of a well, and method for fixing a packer inside a well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99120960/03A RU2172400C2 (en) | 1999-10-01 | 1999-10-01 | Method of treatment of producing formation in bottom-hole zone and packer for method embodiment |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU99120960A RU99120960A (en) | 2001-07-20 |
| RU2172400C2 true RU2172400C2 (en) | 2001-08-20 |
Family
ID=35873549
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU99120960/03A RU2172400C2 (en) | 1999-10-01 | 1999-10-01 | Method of treatment of producing formation in bottom-hole zone and packer for method embodiment |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2172400C2 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN106677741A (en) * | 2017-01-06 | 2017-05-17 | 山东科技大学 | Fixed point sealing method for gas extraction drilled hole |
| RU2731484C1 (en) * | 2019-11-01 | 2020-09-03 | Салават Анатольевич Кузяев | Method of processing several intervals of productive formation per one round-trip operation and device for implementation thereof (embodiments) |
-
1999
- 1999-10-01 RU RU99120960/03A patent/RU2172400C2/en not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN106677741A (en) * | 2017-01-06 | 2017-05-17 | 山东科技大学 | Fixed point sealing method for gas extraction drilled hole |
| RU2731484C1 (en) * | 2019-11-01 | 2020-09-03 | Салават Анатольевич Кузяев | Method of processing several intervals of productive formation per one round-trip operation and device for implementation thereof (embodiments) |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US20020157831A1 (en) | Method and packer for processing a productive formation in bottom-hole zone of a well, and method for fixing a packer inside a well | |
| US5005645A (en) | Method for enhancing heavy oil production using hydraulic fracturing | |
| SU1082332A3 (en) | Method for working oil deposits | |
| US3578080A (en) | Method of producing shale oil from an oil shale formation | |
| US4305463A (en) | Oil recovery method and apparatus | |
| US4817717A (en) | Hydraulic fracturing with a refractory proppant for sand control | |
| US5036917A (en) | Method for providing solids-free production from heavy oil reservoirs | |
| US2421528A (en) | Underground oil recovery | |
| US4121661A (en) | Viscous oil recovery method | |
| WO2018034673A1 (en) | System and method of delivering stimulation treatment by means of gas generation | |
| US3172470A (en) | Single well secondary recovery process | |
| US4493369A (en) | Method of improved oil recovery by simultaneous injection of water with an in-situ combustion process | |
| US3330353A (en) | Thermal soak zones by fluidized fractures in unconsolidated, petroleum producing reservoirs | |
| US5042581A (en) | Method for improving steam stimulation in heavy oil reservoirs | |
| RU2172400C2 (en) | Method of treatment of producing formation in bottom-hole zone and packer for method embodiment | |
| RU2087693C1 (en) | Method of treating bottom-hole zone of well | |
| RU2221141C1 (en) | Process of treatment of critical area of formation | |
| RU2319831C1 (en) | Method for oil production from low-permeable reservoirs | |
| RU2741644C1 (en) | Method of development of hard-to-recover hydrocarbon deposits | |
| RU2182962C2 (en) | Method of treatment of producing formation in well-hole zone and packer for its embodiment | |
| RU2684262C1 (en) | Method for development of high deposits of high viscosity oil with water consistent zones | |
| RU2802642C2 (en) | Device for thermobarochemical treatment of wells and methods of its application | |
| RU2261990C2 (en) | Method for applying thermogas-dynamic action to bed and solid fuel charge for above method implementation | |
| RU2072423C1 (en) | Method and device for downhole treatment of well | |
| RU2360102C2 (en) | Installation for impact-depression effect onto bottomhole zone of reservoir and for cleaning bottomhole of well |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20041002 |