RU2614139C1 - Method for development of oil producing well and device therefor - Google Patents
Method for development of oil producing well and device therefor Download PDFInfo
- Publication number
- RU2614139C1 RU2614139C1 RU2015132260A RU2015132260A RU2614139C1 RU 2614139 C1 RU2614139 C1 RU 2614139C1 RU 2015132260 A RU2015132260 A RU 2015132260A RU 2015132260 A RU2015132260 A RU 2015132260A RU 2614139 C1 RU2614139 C1 RU 2614139C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- shank
- well
- liner
- fluid
- tubing string
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C02—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F—TREATMENT OF WATER, WASTE WATER, SEWAGE, OR SLUDGE
- C02F1/00—Treatment of water, waste water, or sewage
- C02F1/66—Treatment of water, waste water, or sewage by neutralisation; pH adjustment
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Hydrology & Water Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Water Supply & Treatment (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Область техники, к которой относится изобретениеFIELD OF THE INVENTION
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам освоения нефтедобывающих скважин.The invention relates to the oil industry, in particular to methods for developing oil wells.
Уровень техникиState of the art
В общем случае под способом освоения понимается комплекс операций по вызову притока текучей среды из подземных формаций в скважину и подготовке скважины к эксплуатации. Одной из наиболее распространенных операций по вызову притока текучей среды из подземных формаций в скважину является кислотная обработка.In the general case, the development method is understood as a complex of operations for inducing a fluid inflow from underground formations into a well and preparing the well for operation. One of the most common operations to cause fluid to flow from underground formations into a well is acid treatment.
При осуществлении операции кислотной обработки призабойной зоны при освоении нефтедобывающей скважины возникает ряд существенных трудностей, связанных с необходимостью проведения дополнительных операций промывки скважины; откачивания, транспортировки, переработки и утилизации непрореагировавшей части кислоты и продуктов реакции кислоты с породой подземной формации, ведущих к увеличению сроков освоения нефтедобывающей скважины. Также высокая активность кислотного раствора обуславливает высокую степень коррозии внутрискважинного оборудования.When carrying out the acid treatment operation of the bottom-hole zone during the development of an oil well, a number of significant difficulties arise associated with the need for additional well flushing operations; pumping, transportation, processing and disposal of unreacted part of the acid and reaction products of the acid with the rock of the underground formation, leading to an increase in the development time of the oil well. Also, the high activity of the acid solution leads to a high degree of corrosion of downhole equipment.
В настоящем изобретении вышеупомянутые проблемы были решены использованием металлического магния в виде гранул, загруженного в хвостовик колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), спущенного в призабойную зону нефтедобывающей скважины.In the present invention, the aforementioned problems were solved by the use of metallic metal in the form of granules loaded into the liner of a tubing string, lowered into the bottomhole zone of an oil well.
Использование металлического магния при кислотной обработке подземных формаций является широко известным. Так, известен способ воздействия на призабойную зону скважины (авторское свидетельство SU 142250, МПК E21B 43/27), включающий спуск в скважину на колонне НТК устройства, включающего реактор, заполненный магниевой стружкой, и перфорированный наконечник (хвостовик). После спуска реактора в призабойную зону скважины трубы заполняют кислотой. Кислота приводится в контакт с магниевой стружкой и проникает через перфорированный наконечник (хвостовик) в призабойную зону и производит термохимический эффект.The use of magnesium metal in the acid treatment of underground formations is widely known. So, there is a known method of influencing the bottom-hole zone of a well (copyright certificate SU 142250, IPC E21B 43/27), which includes a descent into a well on an NTK string of a device including a reactor filled with magnesium chips and a perforated tip (liner). After the descent of the reactor into the bottomhole zone of the well, the pipes are filled with acid. The acid is brought into contact with magnesium chips and penetrates through the perforated tip (shank) into the bottomhole zone and produces a thermochemical effect.
Известен способ термохимической обработки призабойной зоны скважин (авторское свидетельство SU 442288, МПК E21B 43/27), содержащий этапы нагнетания кислоты в насосно-компрессорные трубы и прокачки ее через гранулированный магний, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности обработки призабойной зоны и повышения нефтеотдачи пласта, магний подают в затрубное пространство.A known method of thermochemical treatment of the bottom-hole zone of wells (copyright certificate SU 442288, IPC E21B 43/27), comprising the steps of pumping acid into tubing and pumping it through granular magnesium, characterized in that, in order to increase the efficiency of bottom-hole treatment and increase oil recovery, magnesium is fed into the annulus.
Известен способ термокислотной обработки призабойной зоны продуктивных пластов (авторское свидетельство SU 1668645, МПК E21B 43/27), в котором в скважину через насосно-компрессорные трубы (НКТ) раздельно вводят буферную жидкость, гранулированный или порошковый магний в жидкости-носителе - водном растворе формальдегида, буферную жидкость и водный раствор хлористого аммония и снова буферную жидкость. После достижения второй буферной подушки башмака НКТ осуществляют продавливание реагентов в пласт.A known method of thermoacid treatment of the bottom-hole zone of productive formations (copyright certificate SU 1668645, IPC E21B 43/27), in which a buffer fluid, granular or powdered magnesium is separately introduced into the well through tubing, in a carrier fluid, an aqueous solution of formaldehyde , a buffer liquid and an aqueous solution of ammonium chloride and again a buffer liquid. After reaching the second buffer pad of the tubing shoe, the reagents are forced into the reservoir.
Однако обозначенные выше технические решения не направлены на решение указанных выше проблем, возникающих в сфере добычи нефти. В данных решениях взаимодействие металлического магния и кислоты направлено на повышение температуры кислотного раствора и последующей обработки призабойной зоны пласта. Также данные решения не обеспечивают защиты внутрискважинного оборудования от вредного воздействия кислоты (такого как коррозия), более того обуславливают высокую степень износа внутрискважинного оборудования.However, the above technical solutions are not aimed at solving the above problems arising in the field of oil production. In these solutions, the interaction of magnesium metal and acid is aimed at increasing the temperature of the acid solution and subsequent processing of the bottomhole formation zone. Also, these solutions do not protect downhole equipment from the harmful effects of acid (such as corrosion), moreover, cause a high degree of wear of downhole equipment.
Известен способ большеобъемной кислотной обработки карбонатного пласта (патент RU2533393, МПК E21B 43/27), который может быть принят в качестве прототипа, включающий закачку раствора щелочи в скважину для нейтрализации кислоты. Недостатком данного способа является проведение дополнительной стадии закачки раствора щелочи в скважину и последующей стадии ее промывки, что приводит к дополнительным временным и энергетическим затратам на освоение скважины. Также следует отметить, что закачка щелочного раствора в скважину для нейтрализации кислоты не обеспечивает необходимой степени нейтрализации, так как щелочной раствор может задерживаться в полостях скважины (или же кислота может оставаться в полостях, не охваченных щелочным раствором), что в свою очередь может привести к попаданию кислоты в НКТ при отборе текучей среды.A known method of large-scale acid treatment of a carbonate formation (patent RU2533393, IPC E21B 43/27), which can be adopted as a prototype, including the injection of an alkali solution into the well to neutralize the acid. The disadvantage of this method is the additional stage of injection of the alkali solution into the well and the subsequent stage of its washing, which leads to additional time and energy costs for well development. It should also be noted that the injection of an alkaline solution into the well to neutralize the acid does not provide the necessary degree of neutralization, since the alkaline solution can linger in the cavities of the well (or the acid can remain in the cavities not covered by the alkaline solution), which in turn can lead to acid entering the tubing during fluid withdrawal.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
Для преодоления вышеуказанных проблем предложен способ освоения путем свабирования нефтедобывающей скважины, включающий в себя этапы: кислотной обработки призабойной зоны скважины, на котором:To overcome the above problems, a method of development by swabbing an oil well is proposed, which includes the steps of: acidizing the bottom-hole zone of the well, in which:
- закачивают кислотный раствор в призабойную зону скважины,- pump the acid solution into the bottomhole zone of the well,
- выжидают период времени реагирования кислотного раствора с породой призабойной зоны;- wait a period of time for the reaction of the acid solution with the rock bottomhole zone;
свабирования, на котором:swabbing on which:
- спускают хвостовик в призабойную зону скважины, причем хвостовик загружен гранулами металлического магния,- lower the liner into the bottomhole zone of the well, and the liner is loaded with granules of metallic magnesium,
- спускают сваб в скважину,- lower the swab into the well,
- отбирают текучую среду из скважины, причем текучая среда, отбираемая из скважины посредством свабирования, при прохождении через хвостовик приводится в контакт с гранулами металлического магния, загруженного в хвостовик.- take the fluid from the well, and the fluid taken from the well by swab, when passing through the liner is brought into contact with granules of metallic magnesium loaded in the liner.
Также предложен способ освоения нефтедобывающей скважины методом прямой откачки полученной жидкости в линию, включающий в себя этапы: кислотной обработки призабойной зоны скважины, на котором:Also proposed is a method of developing an oil well by direct pumping of the produced fluid into a line, which includes the steps of: acidizing the bottom-hole zone of the well, in which:
- закачивают кислотный раствор в призабойную зону скважины,- pump the acid solution into the bottomhole zone of the well,
- выжидают период времени реагирования кислотного раствора с породой призабойной зоны;- wait a period of time for the reaction of the acid solution with the rock bottomhole zone;
перевода скважины в режим эксплуатации, на котором:putting the well into operation, on which:
- спускают хвостовик в призабойную зону скважины, причем хвостовик загружен гранулами металлического магния,- lower the liner into the bottomhole zone of the well, and the liner is loaded with granules of metallic magnesium,
- спускают насосное оборудование в скважину,- lower the pumping equipment into the well,
- переводят насосное оборудование в режим эксплуатации,- put the pumping equipment into operation,
- отбирают текучую среду из скважины, причем текучая среда, отбираемая из скважины посредством насосного оборудования, при прохождении через хвостовик приводится в контакт с гранулами металлического магния, загруженного в хвостовик;- take the fluid from the well, and the fluid taken from the well by pumping equipment, when passing through the liner is brought into contact with granules of metallic magnesium loaded in the liner;
- направляют откачиваемую текучую среду на выкидную линию.- direct the pumped fluid to the flow line.
При этом следует отметить, что отбираемая из скважины текучая среда, содержащая кислоту, нефть, пластовую воду, продукты реакции кислоты с породой подземной формации, после приведения в контакт с гранулами металлического магния имеет значение рН от 4 до 7.It should be noted that the fluid taken from the well containing acid, oil, produced water, the reaction products of the acid with the rock of the underground formation, after being brought into contact with granules of metallic magnesium, has a pH value of 4 to 7.
В одном из вариантов предложен способ, в котором хвостовик представляет собой часть колонны НКТ, имеющую щелевые отверстия, расположенные по всей окружности вдоль указанной части колонны.In one embodiment, a method is provided in which the liner is a portion of a tubing string having slotted openings located along the entire circumference along said portion of the string.
В одном из вариантов предложен способ, в котором хвостовик представляет собой часть колонны НКТ, имеющей с обеих сторон металлическую сетку.In one embodiment, a method is provided in which the liner is part of a tubing string having a metal mesh on both sides.
В одном из вариантов предложен способ, в котором хвостовик представляет собой часть колонны НКТ, имеющую диаметр, меньший, чем диаметр остальной колонны НКТ.In one embodiment, a method is provided in which the liner is a portion of a tubing string having a diameter smaller than the diameter of the remaining tubing string.
В одном из вариантов предложен способ, в котором спускание хвостовика в призабойную зону скважины осуществляют непосредственно после закачивания кислотного раствора в призабойную зону скважины.In one embodiment, a method is proposed in which the liner is lowered into the bottomhole zone of the well immediately after pumping the acid solution into the bottomhole zone of the well.
Следует отметить, что предложенный способ освоения может быть осуществлен в скважинах, имеющих призабойную зону, образованную коллекторами любых видов пород. Например, коллекторы терригенных, карбонатных, глинисто-кремнисто-битуминозных, вулканогенно-осадочных и других пород.It should be noted that the proposed development method can be carried out in wells having a bottomhole zone formed by reservoirs of any types of rocks. For example, reservoirs of terrigenous, carbonate, clay-siliceous-bituminous, volcanic-sedimentary and other rocks.
В одном из вариантов предложен способ, в котором гранулы металлического магния представляют собой стружку металлического магния.In one embodiment, a method is provided in which the magnesium metal granules are magnesium metal shavings.
В одном из вариантов предложен способ, в котором стружка металлического магния имеет толщину от 1 до 2 мм.In one embodiment, a method is provided in which the magnesium metal shavings have a thickness of 1 to 2 mm.
Следует отметить, что выбор вида, формы, размеров гранул металлического магния осуществляют в зависимости от вида, формы, размеров отверстий в хвостовике. Данное условие позволяет нейтрализовать кислоту, проходящую через хвостовик, до нужной степени, то есть доводя значение рН текучей среды до необходимого уровня, а именно от 4 до 7.It should be noted that the choice of the type, shape, size of granules of metallic magnesium is carried out depending on the type, shape, size of the holes in the shank. This condition allows you to neutralize the acid passing through the liner to the desired degree, that is, bringing the pH of the fluid to the required level, namely from 4 to 7.
В одном из вариантов предложен способ, в котором длина хвостовика подбирается в зависимости от концентрации кислоты, закачиваемой в призабойную зону скважины, так как от концентрации кислоты зависит количество используемого магния. Соответственно большему количеству магния (соответственно, большей концентрации закачиваемой кислоты) соответствует большая длина хвостовика. Так, например, количество магния, помещаемого в хвостовик, имеет значение, стехиометрически эквивалентное концентрации кислоты, закачиваемой в призабойную зону скважины. Также количество металлического магния, загружаемого в хвостовик, может подбираться в избытке к концентрации, закачиваемой в призабойную зону.In one embodiment, a method is proposed in which the length of the liner is selected depending on the concentration of acid injected into the bottomhole zone of the well, since the amount of magnesium used depends on the concentration of acid. Accordingly, a larger amount of magnesium (respectively, a greater concentration of injected acid) corresponds to a longer length of the shank. So, for example, the amount of magnesium placed in the liner has a value stoichiometrically equivalent to the concentration of acid injected into the bottomhole zone of the well. Also, the amount of metallic magnesium loaded into the liner can be selected in excess to the concentration pumped into the bottomhole zone.
В одном из вариантов предложен способ, в котором насосное оборудование представляет собой скважинную насосную установку.In one embodiment, a method is provided in which the pumping equipment is a downhole pumping unit.
В одном из вариантов предложен способ, в котором кислотным раствором является раствор соляной, серной, плавиковой, уксусной, муравьиной и других кислот и их смеси.In one embodiment, a method is provided in which the acid solution is a solution of hydrochloric, sulfuric, hydrofluoric, acetic, formic and other acids and mixtures thereof.
В одном из вариантов предложен способ, в котором хвостовик является дополнительным фильтром текучей среды.In one embodiment, a method is provided in which the liner is an additional fluid filter.
Следует отметить, что в рамках настоящего изобретения может использоваться большинство из известных кислот и их смеси, среди них минеральные кислоты: соляная, серная, плавиковая, сульфаминовая и другие; органические кислоты: уксусная, муравьиная и другие. Возможность использования любых из известных кислот обусловлено высокой реакционной способностью металлического магния по отношению к кислотам.It should be noted that in the framework of the present invention can be used most of the known acids and mixtures thereof, among them mineral acids: hydrochloric, sulfuric, hydrofluoric, sulfamic and others; organic acids: acetic, formic and others. The possibility of using any of the known acids is due to the high reactivity of magnesium metal with respect to acids.
В одном из вариантов предложен способ, в котором хвостовик герметично соединен с приемом скважинной насосной установки.In one embodiment, a method is provided in which a liner is hermetically connected to a well pumping unit.
Устройство для осуществления предложенного способа освоения нефтедобывающих скважин представляет собой устройство для нейтрализации кислоты, содержащее хвостовик, соединенный с колонной НКТ, при этом хвостовик имеет корпус, внутреннюю полость, в которую загружаются гранулы металлического магния, и отверстия, выполненные в корпусе хвостовика, при этом полость хвостовика имеет сообщение по текучей среде с нижним отверстием колонны НКТ.A device for implementing the proposed method for developing oil wells is an acid neutralizing device comprising a liner connected to a tubing string, the liner having a body, an internal cavity into which granules of metallic magnesium are loaded, and openings made in the liner body, while the liner is in fluid communication with the bottom bore of the tubing string.
В одном из вариантов предложено устройство, в котором хвостовик имеет цилиндрическую или прямоугольную форму. Следует отметить, что для удобства спуска устройства и ускорения освоения нефтедобывающей скважины хвостовик предпочтительно выполняют цилиндрической формы, однако хвостовик может иметь прямоугольную, трапециевидную или любую другую форму.In one embodiment, a device is proposed in which the shank has a cylindrical or rectangular shape. It should be noted that for the convenience of lowering the device and accelerating the development of an oil well, the shank is preferably cylindrical, but the shank may have a rectangular, trapezoidal or any other shape.
В одном из вариантов предложено устройство, в котором хвостовик является съемным, при этом хвостовик соединен с колонной НКТ посредством резьбового соединения.In one embodiment, a device is proposed in which the liner is removable, while the liner is connected to the tubing string by means of a threaded connection.
В одном из вариантов предложено устройство, в котором хвостовик является съемным, при этом хвостовик соединен с колонной НКТ посредством болтового соединения.In one embodiment, a device is proposed in which the liner is removable, wherein the liner is connected to the tubing string by means of a bolted connection.
Следует отметить, что в ходе работ по освоению нефтедобывающей скважины хвостовик устройства может изнашиваться, например в результате забивания щелей хвостовика породой подземной формации, находящейся в отбираемой текучей среде, в связи с чем для ускорения проведения процесса освоения нефтедобывающей скважины хвостовик предпочтительно выполняют с возможностью съема, демонтажа для его замены.It should be noted that during the development of an oil well, the shank of the device may wear out, for example, as a result of clogging of the slots of the shank with a subterranean rock located in the selected fluid, and therefore, to accelerate the process of developing the oil well, the shank is preferably removable, dismantling to replace it.
В одном из вариантов предложено устройство, в котором ширина полости хвостовика подбирается в зависимости от конструкции скважины.In one embodiment, a device is proposed in which the liner cavity width is selected depending on the well design.
Однако следует понимать, что для обеспечения необходимого значения рН отбираемой среды от 4 до 7 хвостовик должен иметь длину и полость, достаточные для вмещения необходимого количества гранул металлического магния, подобранного в зависимости от концентрации закачиваемой в призабойную зону кислоты.However, it should be understood that to ensure the required pH value of the selected medium from 4 to 7, the shank must have a length and cavity sufficient to contain the required number of granules of metallic magnesium, selected depending on the concentration of acid injected into the bottomhole zone.
В одном из вариантов предложено устройство, в котором хвостовик представляет собой часть колонны НКТ, имеющую щелевые отверстия, расположенные по всей окружности вдоль указанной части колонны.In one embodiment, a device is provided in which the liner is a portion of a tubing string having slotted openings located along the entire circumference along said portion of the string.
В одном из вариантов предложено устройство, в котором хвостовик представляет собой часть колонны НКТ, имеющую диаметр, меньший, чем диаметр остальной колонны НКТ.In one embodiment, a device is provided in which the liner is a portion of a tubing string having a diameter smaller than the diameter of the remaining tubing string.
В одном из вариантов предложено устройство, в котором корпус хвостовика представляет собой металлическую сетку.In one embodiment, a device is proposed in which the body of the shank is a metal mesh.
В одном из вариантов предложено устройство, в котором отверстия в хвостовике выполнены прямоугольной, круглой или трапециевидной формы или их комбинации. Следует отметить, что вид, форма и размеры отверстий в хвостовике соотносятся с видом, формой и размерами гранул металлического магния, загруженных в полость хвостовика, так чтобы, например, не осуществлялся унос гранул в процессе отбора текучей среды из скважины.In one embodiment, a device is proposed in which the holes in the shank are rectangular, round, or trapezoidal, or a combination thereof. It should be noted that the type, shape and size of the holes in the liner are related to the type, shape and size of granules of metallic magnesium loaded in the cavity of the liner, so that, for example, granules are not carried away during the selection of fluid from the well.
Следует понимать, что посредством настоящего способа и устройства для нейтрализации кислоты достигается технический результат, заключающийся в сокращении временных и энергетических издержек при освоении скважины за счет отказа от операции промывки скважины, операции свабирования, отказа от непосредственной операции нейтрализации кислоты в поверхностных условиях, связанной с операцией откачки непрореагировавшей с породой подземной формации кислоты, а также в сокращении энергетических и трудозатрат на транспортировку, переработку и утилизацию непрореагировавшей с породой подземной формации кислоты, а также повышение эффективности нейтрализации. Кроме того, настоящее изобретение обеспечивает уменьшение коррозии внутрискважинного оборудования ввиду того, что кислота нейтрализуется в нижней части НКТ и благодаря этому текучая среда, отбираемая из скважины, обладает значением рН от 4 до 7. Также, настоящее изобретение уменьшает воздействие на окружающую среду при проведении освоения нефтедобывающей скважины за счет отсутствия стадии утилизации непрореагировавшей с породой подземной формации кислоты.It should be understood that by means of the present method and device for neutralizing acid, a technical result is achieved consisting in reducing time and energy costs during well development due to refusal to flush the well, swab operation, refusal to directly neutralize acid in surface conditions associated with the operation pumping unreacted underground rock formation with acid, as well as reducing energy and labor costs for transportation, processing recycling unreacted with the rock of the subterranean formation acids, as well as improving the efficiency of neutralization. In addition, the present invention reduces corrosion of downhole equipment due to the fact that the acid is neutralized in the lower part of the tubing and due to this, the fluid taken from the well has a pH value of 4 to 7. Also, the present invention reduces the environmental impact during development oil wells due to the lack of a stage of disposal of unreacted with the rock underground formation of acid.
Задачей, решаемой настоящим изобретением, является уменьшение временных и энергетических затрат на проведения процесса освоения нефтедобывающей скважины, а также уменьшение коррозии внутрискважинного оборудования и уменьшение воздействия на окружающую среду при проведении освоения нефтедобывающей скважины. Также данный способ направлен на повышение эффективности нейтрализации непрореагировавшей с породой подземной формации кислоты. Как уже было описано при раскрытии документа RU 2533393, закачка нейтрализующих кислоту растворов не может обеспечить высокую степень нейтрализации, так как вследствие неоднородности скважины, нейтрализующий раствор может быть поглощен каким либо пластом, может задерживаться в полостях скважины (так же, как и кислота, может оставаться в полостях, не охваченных щелочным раствором), что ведет к не полной нейтрализации кислоты, и, как следствие, будет наблюдаться высокая степень коррозии внутрискважинного оборудования. В настоящем документе под эффективностью нейтрализации понимается как можно более полная нейтрализация кислоты, ведущая к минимизации коррозии внутрискважинного оборудования. В настоящем изобретении повышение эффективности нейтрализации осуществляется посредством использования металлического магния, который, взаимодействуя с кислотой, приводит к ее нейтрализации. При этом следует отметить, что в настоящем изобретении вся непрореагировавшая кислота вступает в контакт с металлическим магнием, вследствие чего повышается эффективность нейтрализации.The problem solved by the present invention is to reduce the time and energy costs of conducting the process of developing an oil well, as well as reducing corrosion of downhole equipment and reducing the environmental impact during the development of an oil well. Also, this method is aimed at increasing the efficiency of neutralization of an underground acid formation that has not reacted with the rock. As already described at the disclosure of RU 2533393, the injection of neutralizing acid solutions cannot provide a high degree of neutralization, because due to the heterogeneity of the well, the neutralizing solution can be absorbed by any reservoir, it can be retained in the cavities of the well (just like acid, it can remain in cavities not covered by an alkaline solution), which leads to incomplete neutralization of the acid, and, as a result, a high degree of corrosion of downhole equipment will be observed. In this document, neutralization efficiency is understood to mean the most complete neutralization of acid, leading to minimization of corrosion of downhole equipment. In the present invention, the increase in neutralization efficiency is achieved through the use of metallic magnesium, which, interacting with the acid, leads to its neutralization. It should be noted that in the present invention, all unreacted acid comes in contact with magnesium metal, thereby increasing the efficiency of neutralization.
Краткое описание чертежейBrief Description of the Drawings
Далее подробнее будут описаны наиболее предпочтительные варианты осуществления изобретения со ссылкой на чертежи, на которых:Next, the most preferred embodiments of the invention will be described in more detail with reference to the drawings, in which:
на фиг. 1 иллюстративно представлена схема способа освоения нефтедобывающей скважины с использованием сваба согласно настоящему изобретению;in FIG. 1 is an illustrative diagram of a method for developing an oil well using a swab according to the present invention;
на фиг. 2 иллюстративно представлена схема способа освоения нефтедобывающей скважины с использованием насосного оборудования согласно настоящему изобретению.in FIG. 2 illustrates a diagram of a method for developing an oil well using pumping equipment according to the present invention.
Следует отметить, что фигуры начерчены приблизительно и служат только для иллюстративных целей, а не определения истинных размеров показанных элементов.It should be noted that the figures are drawn approximately and serve only for illustrative purposes, and not determining the true dimensions of the elements shown.
Описание предпочтительных вариантов осуществления изобретенияDescription of preferred embodiments of the invention
Последующее описание относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам освоения нефтедобывающих скважин и к устройству для осуществления этих способов. Далее изобретение будет подробнее описано в наиболее предпочтительных вариантах осуществления со ссылкой на чертежи, на которых схематично проиллюстрированы схемы способов освоения нефтедобывающей скважины.The following description relates to the oil industry, in particular to methods for developing oil wells and to a device for implementing these methods. The invention will now be described in more detail in the most preferred embodiments with reference to the drawings, in which schematically illustrates schemes of methods for developing an oil well.
Предложен способ освоения нефтедобывающей скважины с использованием сваба согласно настоящему изобретению. На фиг. 1 представлена схема способа освоения нефтедобывающей скважины с использованием сваба согласно настоящему изобретению. Согласно данному способу подбирается состав кислотного раствора, концентрация кислоты и количество кислотного раствора в зависимости от условий нефтедобывающей скважины. Далее проводят этап кислотной обработки призабойной зоны скважины. Кислотный раствор закачивают в призабойную зону скважины любыми известными в данной области техники способами. Выжидают период времени реагирования кислотного раствора с породой призабойной зоны. Заранее в зависимости от концентрации кислоты подбирается количество гранул металлического магния и длина хвостовика 2, спускаемого в призабойную зону нефтедобывающей скважины. Также в зависимости от концентрации кислоты подбираются вид, форма и параметры гранул металлического магния, такие как толщина и диаметр. Гранулы металлического магния загружают в хвостовик 2.A method for developing an oil well using a swab according to the present invention is proposed. In FIG. 1 is a flow diagram of a method for developing an oil well using a swab according to the present invention. According to this method, the composition of the acid solution, the acid concentration and the amount of acid solution are selected depending on the conditions of the oil well. Next, carry out the stage of acid treatment of the bottomhole zone of the well. The acid solution is pumped into the bottomhole zone of the well by any methods known in the art. Expect a period of time for the reaction of the acid solution with the bottomhole rock. In advance, depending on the concentration of acid, the number of granules of metallic magnesium and the length of the
После проведения операции по закачиванию кислоты осуществляют спуск хвостовика 2, загруженного гранулами металлического магния, на колоннах НКТ в призабойную зону скважины и начинают осуществлять операции по периодическому спуску сваба 1 в скважину.After the acid injection operation, the
На этапе свабирования текучую среду, содержащую кислоту, нефть, пластовую воду, растворимые соли, отбирают из скважины посредством сваба 1. Технология свабирования является широко известной в данной области техники. При проведении операции свабирования текучая среда, отбираемая из скважины, проходит через хвостовик 2, загруженный гранулами металлического магния. При этом происходит приведение в контакт текучей среды с гранулами металлического магния. Приведение в контакт текучей среды с гранулами металлического магния происходит при движении текучей среды через хвостовик 2, загруженный гранулами металлического магния, а именно при движении текучей среды через поровое пространство между гранулами металлического магния. Вид, форма, параметры гранул металлического магния обеспечивают создание необходимых условий прохождения отбираемой текучей среды через поровое пространство. В результате приведения в контакт текучей среды и гранул металлического магния происходит нейтрализация непрореагировавшей части кислоты посредством реакции металлического магния и непрореагировавшей части кислоты. Таким образом, после прохождения текучей среды через хвостовик 2 на поверхность поднимается текучая среда, имеющая значение рН от 4 до 7.In the swab step, a fluid containing acid, oil, produced water, soluble salts is removed from the well by
Предложен способ освоения нефтедобывающей скважины с использованием насосного оборудования согласно настоящему изобретению. На фиг. 2 представлена схема способа освоения нефтедобывающей скважины с использованием насосного оборудования согласно настоящему изобретению. Согласно данному способу подбирается состав кислотного раствора, концентрация кислоты и количество кислотного раствора в зависимости от условий нефтедобывающей скважины. Далее проводят этап кислотной обработки призабойной зоны скважины. Кислотный раствор закачивают в призабойную зону скважины любыми известными в данной области техники способами. Выжидают период времени реагирования кислотного раствора с породой призабойной зоны. Заранее в зависимости от концентрации кислоты подбирается количество гранул металлического магния и длина хвостовика 2, спускаемого в призабойную зону нефтедобывающей скважины. Гранулы металлического магния загружают в хвостовик 2.A method for developing an oil well using pumping equipment according to the present invention is proposed. In FIG. 2 is a flow diagram of a method for developing an oil well using pumping equipment according to the present invention. According to this method, the composition of the acid solution, the acid concentration and the amount of acid solution are selected depending on the conditions of the oil well. Next, carry out the stage of acid treatment of the bottomhole zone of the well. The acid solution is pumped into the bottomhole zone of the well by any methods known in the art. Expect a period of time for the reaction of the acid solution with the bottomhole rock. In advance, depending on the concentration of acid, the number of granules of metallic magnesium and the length of the
После проведения операции по закачиванию кислоты осуществляют спуск хвостовика 2, загруженного гранулами металлического магния, на колоннах НКТ в призабойную зону скважины и спуск насосного оборудования 1 в скважину.After the acid injection operation, the
На этапе перевода скважины в режим эксплуатации насосное оборудование, спущенное в призабойную зону, переводится в режим эксплуатации. Текучую среду, содержащую кислоту, нефть, пластовую воду, растворимые соли, отбирают из скважины посредством насосного оборудования 1. Технология отбора текучей среды из скважины посредством насосного оборудования является широко известной в данной области техники. При проведении операции отбора текучей среды из скважины посредством насосного оборудования 1 текучая среда, отбираемая из скважины, проходит через хвостовик 2, загруженный гранулами металлического магния. При этом происходит приведение в контакт текучей среды с гранулами металлического магния. Приведение в контакт текучей среды с гранулами металлического магния происходит при движении текучей среды через хвостовик 2, загруженный гранулами металлического магния, а именно при движении текучей среды через поровое пространство между гранулами металлического магния. Вид, форма, параметры гранул металлического магния обеспечивают создание необходимых условий прохождения отбираемой текучей среды через поровое пространство. В результате приведения в контакт текучей среды и гранул металлического магния происходит нейтрализация непрореагировавшей части кислоты посредством реакции металлического магния и непрореагировавшей части кислоты. Таким образом, после прохождения текучей среды через хвостовик 2 на поверхность поднимается текучая среда, имеющая значение рН от 4 до 7. Далее текучая среда, имеющая значение рН от 4 до 7, направляется напрямую на выкидную линию.At the stage of putting the well into operation mode, pumping equipment lowered into the bottomhole zone is put into operation mode. A fluid containing acid, oil, produced water, soluble salts is withdrawn from the well by means of pumping
Также можно отметить, что как в способе с использованием сваба, так и в способе с использованием насосного оборудования, после того как нейтрализована вся непрореагировавшая часть кислоты в отбираемой текучей среде, хвостовик 2 выполняет роль дополнительного фильтра.It can also be noted that both in the method using swab and in the method using pumping equipment, after all the unreacted part of the acid in the selected fluid is neutralized, the
В одном из предпочтительных вариантов осуществления предложен способ, в котором хвостовик 2 представляет собой часть колонны НКТ, имеющую щелевые отверстия, расположенные по всей окружности вдоль указанной части колонны.In one of the preferred embodiments, a method is provided in which the
В одном из предпочтительных вариантов осуществления предложен способ, в котором хвостовик 2 представляет собой часть колонны НКТ, имеющей с обеих сторон металлическую сетку.In one preferred embodiment, a method is provided in which a
В одном из предпочтительных вариантов осуществления предложен способ, в котором хвостовик 2 представляет собой часть колонны НКТ, имеющую диаметр, меньший, чем диаметр остальной колонны НКТ.In one preferred embodiment, a method is provided in which a
В одном из предпочтительных вариантов осуществления предложен способ, в котором спускание хвостовика 2 и сваба 1 в призабойную зону скважины осуществляют непосредственно после закачивания кислотного раствора в призабойную зону скважины.In one of the preferred embodiments, a method is provided in which the lowering of the
В одном из предпочтительных вариантов осуществления предложен способ, в котором спускание хвостовика 2 в призабойную зону скважины осуществляют непосредственно после закачивания кислотного раствора в призабойную зону скважины.In one of the preferred embodiments, a method is provided in which the lowering of the
В одном из предпочтительных вариантов осуществления предложен способ, в котором гранулы металлического магния представляют собой стружку металлического магния.In one preferred embodiment, a method is provided in which the magnesium metal granules are magnesium metal shavings.
В одном из предпочтительных вариантов осуществления предложен способ, в котором стружка металлического магния имеет толщину от 1 до 2 мм.In one preferred embodiment, a method is provided in which the magnesium metal shavings have a thickness of 1 to 2 mm.
В одном из предпочтительных вариантов осуществления предложен способ, в котором насосное оборудование 1 представляет собой скважинную насосную установку.In one preferred embodiment, a method is provided in which the
В одном из предпочтительных вариантов осуществления предложен способ, в котором кислотным раствором является раствор соляной, серной, плавиковой, уксусной, муравьиной и других кислот и их смеси.In one preferred embodiment, a method is provided in which the acid solution is a solution of hydrochloric, sulfuric, hydrofluoric, acetic, formic and other acids and mixtures thereof.
В одном из предпочтительных вариантов осуществления предложен способ, в котором хвостовик 2 является дополнительным фильтром текучей среды.In one of the preferred embodiments, a method is provided in which the
В одном из предпочтительных вариантов осуществления предложен способ, в котором хвостовик 2 герметично соединен с приемом скважинной насосной установки.In one of the preferred embodiments, a method is provided in which a
В одном из предпочтительных вариантов осуществления предложен способ, в котором количество гранул металлического магния, загружаемого в хвостовик 2, составляет количество, стехиометрически эквивалентное концентрации кислоты, закачиваемой в призабойную зону.In one of the preferred embodiments, a method is provided in which the amount of granules of metallic magnesium loaded in the
В одном из предпочтительных вариантов осуществления количество гранул металлического магния, загружаемого в хвостовик 2, составляет избыток по отношению к концентрации кислоты, закачиваемой в призабойную зону.In one of the preferred embodiments, the amount of granules of magnesium metal loaded in the
В одном из предпочтительных вариантов осуществления вид, форма и размеры гранул металлического магния подбираются в зависимости от размеров отверстий в хвостовике.In one of the preferred embodiments, the type, shape and size of the granules of metallic magnesium are selected depending on the size of the holes in the shank.
Предложено устройство для осуществления настоящих способов освоения нефтедобывающей скважины, представляющее собой устройство для нейтрализации кислоты, содержащее хвостовик, соединенный с колонной НКТ, при этом хвостовик имеет корпус, внутреннюю полость, в которую загружаются гранулы металлического магния, и отверстия для отбора текучей среды, выполненные в корпусе хвостовика, при этом полость хвостовика имеет сообщение по текучей среде с нижним отверстием колонны НКТ. Корпус хвостовика 2 имеет отверстие, выполненное в верхней части хвостовика, для сообщения полости хвостовика с нижним отверстием колонны НКТ.A device for implementing the present methods of developing an oil well is proposed, which is a device for neutralizing acid, comprising a liner connected to the tubing string, the liner having a housing, an internal cavity into which granules of metallic magnesium are loaded, and openings for fluid selection made in the liner body, while the liner cavity is in fluid communication with the lower bore of the tubing string. The housing of the
В одном из предпочтительных вариантов осуществления хвостовик 2 имеет корпус цилиндрической формы. Хвостовик 2 может иметь сужение или расширение по длине и ширине. Также хвостовик 2 может быть выполнен прямоугольной формы. В корпусе хвостовика 2 имеются отверстия, предназначенные для отбора текучей среды из скважины. Для обеспечения сохранности гранул металлического магния (например, с целью предотвращения попадания гранул металлического магния в ствол скважины) и обеспечения притока текучей среды в хвостовик 2 отверстия в корпусе хвостовика соответствуют виду, форме и размерам металлического магния. Более конкретно, гранулы магния подбираются с размером, превосходящим размер отверстий в хвостовике. Так, отверстия в хвостовике имеют прямоугольную, круглую, трапецевидную форму или их комбинации.In one preferred embodiment, the
Хвостовик 2 имеет полость, в которую загружают предварительно подобранное количество гранул металлического магния. При отборе текучей среды из скважины текучая среда проходит через полость хвостовика 2. При этом происходит приведение в контакт текучей среды с гранулами металлического магния. Приведение в контакт текучей среды с гранулами металлического магния происходит при движении текучей среды через хвостовик 2, загруженный гранулами металлического магния, а именно при движении текучей среды через поровое пространство между гранулами металлического магния.The
С целью подъема отбираемой текучей среды из скважины на поверхность хвостовик 2 имеет отверстие, расположенное в верхней части корпуса хвостовика 2, для сообщения полости хвостовика 2 с нижним отверстием колонны НКТ. В полость хвостовика дополнительно устанавливают решетчатую перегородку для дополнительной фильтрации отбираемой текучей среды, а также с целью предотвращения уноса гранул металлического магния по колонне НКТ. Предпочтительно решетчатую перегородку устанавливают в отверстие, расположенное в верхней части корпуса хвостовика 2.In order to lift the selected fluid from the well to the surface, the
В процессе эксплуатации устройства для нейтрализации кислоты хвостовик 2 может изнашиваться, например, в результате забивания щелей хвостовика породой подземной формации, находящейся в отбираемой текучей среде. В связи с этим, для ускорения проведения процесса освоения нефтедобывающей скважины хвостовик предпочтительно выполняют с возможностью съема, демонтажа для его замены.During operation of the device for neutralizing acid, the
В одном из предпочтительных вариантов осуществления хвостовик 2 является съемным, при этом хвостовик соединен с колонной НКТ посредством резьбового соединения или болтового соединения.In one preferred embodiment, the
В одном из предпочтительных вариантов осуществления предложено устройство, в котором хвостовик 2 представляет собой часть колонны НКТ, имеющую щелевые отверстия, расположенные по всей окружности вдоль указанной части колонны.In one of the preferred embodiments, a device is provided in which the
В одном из предпочтительных вариантов осуществления предложено устройство, в котором хвостовик 2 представляет собой часть колонны НКТ, имеющую диаметр, меньший, чем диаметр остальной колонны НКТ.In one preferred embodiment, there is provided a device in which a
В одном из предпочтительных вариантов осуществления предложено устройство, в котором корпус хвостовика представляет собой металлическую сетку.In one of the preferred embodiments, a device is provided in which the shank body is a metal mesh.
Claims (29)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2015132260A RU2614139C1 (en) | 2015-08-03 | 2015-08-03 | Method for development of oil producing well and device therefor |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2015132260A RU2614139C1 (en) | 2015-08-03 | 2015-08-03 | Method for development of oil producing well and device therefor |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2614139C1 true RU2614139C1 (en) | 2017-03-23 |
Family
ID=58452986
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2015132260A RU2614139C1 (en) | 2015-08-03 | 2015-08-03 | Method for development of oil producing well and device therefor |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2614139C1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU184803U1 (en) * | 2018-06-27 | 2018-11-09 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Wellhead FILTER FOR NEUTRALIZATION OF ACID |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU142250A1 (en) * | 1961-05-08 | 1961-11-30 | Ю.А. Балакиров | Device for thermo-acid treatment of borehole holes |
SU1668645A1 (en) * | 1988-04-13 | 1991-08-07 | Научно-Исследовательский И Проектный Институт По Освоению Месторождений Нефти И Газа "Гипроморнефтегаз" | Thermo-acid bottom-hole treatment |
EA017527B1 (en) * | 2006-04-06 | 2013-01-30 | Коммонвелт Сайентифик Энд Индастриал Рисерч Организейшн | Remediation of groundwater |
RU2533393C1 (en) * | 2013-11-12 | 2014-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Large-volume acid treatment method for carbonate bed |
-
2015
- 2015-08-03 RU RU2015132260A patent/RU2614139C1/en active
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU142250A1 (en) * | 1961-05-08 | 1961-11-30 | Ю.А. Балакиров | Device for thermo-acid treatment of borehole holes |
SU1668645A1 (en) * | 1988-04-13 | 1991-08-07 | Научно-Исследовательский И Проектный Институт По Освоению Месторождений Нефти И Газа "Гипроморнефтегаз" | Thermo-acid bottom-hole treatment |
EA017527B1 (en) * | 2006-04-06 | 2013-01-30 | Коммонвелт Сайентифик Энд Индастриал Рисерч Организейшн | Remediation of groundwater |
RU2533393C1 (en) * | 2013-11-12 | 2014-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Large-volume acid treatment method for carbonate bed |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU184803U1 (en) * | 2018-06-27 | 2018-11-09 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Wellhead FILTER FOR NEUTRALIZATION OF ACID |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2373385C1 (en) | Method for treatment of well bottom zones of production wells | |
RU2533393C1 (en) | Large-volume acid treatment method for carbonate bed | |
US8469099B2 (en) | Hydraulic fracturing of subterranean formations | |
RU2512216C1 (en) | Treatment method of bottomhole zone | |
RU2460875C1 (en) | Carbonate formation hydraulic fracturing method | |
RU92466U1 (en) | DEVICE FOR INTEGRATED PROCESSING OF PRODUCTIVE LAYERS (OPTIONS) | |
RU2312212C1 (en) | Development method for oil field with carbonate reservoir | |
RU2483209C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
RU2312210C1 (en) | Acid treatment method for bottomhole zone of formation having carbonate reservoir | |
RU2286446C1 (en) | Acid well bottom zone treatment method | |
RU2614832C2 (en) | Procedure for development of oil producing well and device for its implementation | |
WO2015112045A1 (en) | Method and apparatus for acting on oil-saturated formations and the bottom region of a horizontal well bore | |
RU2451175C1 (en) | Method of bottom-hole zone treatment of low-permeable terrigenous formations (versions) | |
RU2614139C1 (en) | Method for development of oil producing well and device therefor | |
RU2451160C1 (en) | Method of acid treatment of bottom-hole formation zone with carbonate reservoir | |
RU2534262C1 (en) | Interval treatment method of bottom-hole zone of oil-gas well formations | |
RU2320854C1 (en) | Well operation method | |
RU2423604C1 (en) | Procedure for development of payable carbonate bed | |
RU2499134C2 (en) | Method of development of oil pool located above gas pool and separated therefrom by impermeable parting | |
RU2232263C2 (en) | Method for extracting of high-viscosity oil | |
RU102676U1 (en) | DEVICE FOR INTEGRATED PROCESSING OF PRODUCTIVE LAYERS (OPTIONS) | |
RU2205950C1 (en) | Method of treatment of producing carbonate formation | |
RU2266405C1 (en) | Well bottom zone treatment method | |
RU2528803C1 (en) | Processing of bottomhole of low-cemented terrigenous bed at abnormally low bed pressure | |
RU2781721C1 (en) | Method for treatment of the bottomhole formation zone (options) |