RU2206704C2 - Method of well flushing - Google Patents
Method of well flushing Download PDFInfo
- Publication number
- RU2206704C2 RU2206704C2 RU2001124847A RU2001124847A RU2206704C2 RU 2206704 C2 RU2206704 C2 RU 2206704C2 RU 2001124847 A RU2001124847 A RU 2001124847A RU 2001124847 A RU2001124847 A RU 2001124847A RU 2206704 C2 RU2206704 C2 RU 2206704C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- flushing
- well
- depth
- tubing
- casing
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Cleaning In General (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам промывки скважин, и может быть использовано при промывках скважин непосредственно перед спуском насоса. The invention relates to the oil industry, in particular to methods for flushing wells, and can be used for flushing wells immediately before the pump is launched.
Известен способ промывки скважины, согласно которому промывочный раствор прокачивают в скважину насосным агрегатом по замкнутому циклу через межтрубное пространство в насос и обратно по колонне НКТ на поверхность [1]. Известный способ промывки не обеспечивает удаление из межтрубного пространства в интервале набора кривизны скважины отложений асфальто-смолопарафинов (АСП), удерживаемых на торцах соединительных муфт НКТ и на других выступающих элементах подземного оборудования. В результате этого снижается эффективность известного способа промывки скважины. A known method of washing a well, according to which the washing solution is pumped into the well by the pumping unit in a closed cycle through the annulus to the pump and back along the tubing string to the surface [1]. The known method of washing does not provide removal from the annular space in the interval of curvature set of the well bore deposits of asphalt-resin-paraffins (ASP), held at the ends of the tubing couplings and other protruding elements of underground equipment. As a result, the effectiveness of the known method of flushing the well is reduced.
Наиболее близким к заявленному способу является способ обработки скважины, включающий промывку ствола скважины до забоя рабочим агентом [2]. Согласно этому способу рабочий агент нагнетают в скважину в нагретом виде до определенной температуры и прокачивают его под высоким давлением по колонне насосно-компрессорных труб до забоя скважины и обратно вверх по кольцевому пространству. Однако при движении потока расплавленных продуктов очистки из забоя скважины вверх, в непосредственной близости от внутренних стенок обсадных труб, остывание расплава происходит более интенсивно, чем в центре потока. В результате этого продукты очистки на периферии потока прилипают к стенкам обсадных труб, что приводит к образованию на стенках обсадных труб остаточных отложений. При подъеме насосно-компрессорных труб слой остаточных отложений на стенках обсадных труб разрушается от механического воздействия на них извлекаемого оборудования. В интервале набора кривизны скважины происходит значительное разрушение этого слоя, поэтому часть остаточных отложений всплывает вверх, а другая часть, в зависимости от степени насыщения ее мехпримесями из пласта, выпадает в осадок или мигрирует в жидкости по стволу скважины. В стволах скважин, в зависимости от глубины, толщина плавающей массы остаточных отложений АСП составляет не менее 20-30 м. Их удаление из межтрубного пространства известным способом не предусмотрено. Кроме того, не определено место ввода промывочной жидкости и не указана глубина, достаточная для удаления промывкой плавающих отложений АСП с мехпримесями из межтрубного пространства. Этот недостаток является основной причиной отказов скважинных насосов при запусках насосных установок после проведенного подземного ремонта. Closest to the claimed method is a method of processing a well, comprising flushing the wellbore before being killed by a working agent [2]. According to this method, the working agent is pumped into the well in a heated form to a certain temperature and pumped under high pressure through the tubing string to the bottom of the well and back up the annular space. However, when the flow of molten cleaning products from the bottom of the well moves upward, in the immediate vicinity of the inner walls of the casing, cooling of the melt occurs more intensively than in the center of the stream. As a result, the cleaning products at the periphery of the stream adhere to the walls of the casing, which leads to the formation of residual deposits on the walls of the casing. When lifting tubing, the layer of residual deposits on the walls of the casing collapses from the mechanical impact of the extracted equipment. In the interval of well curvature gain, this layer is significantly destroyed, so part of the residual sediment floats up, and the other part, depending on the degree of saturation of it with mechanical impurities from the formation, precipitates or migrates into the fluid along the wellbore. In wellbores, depending on the depth, the thickness of the floating mass of residual sediment deposits of ASP is at least 20-30 m. Their removal from the annular space in a known manner is not provided. In addition, the location of the inlet of the flushing fluid was not determined and the depth sufficient to remove flushing deposits of ASP with mechanical impurities from the annulus was not indicated. This drawback is the main cause of downhole pump failures during pumping unit starts after underground repairs.
Известный способ, выбранный в качестве прототипа, не обеспечивает полную очистку ствола скважины от плавающих в межтрубном пространстве отложений АСП с мехпримесями. Кроме того, известный способ является энергозатратным ввиду необходимости проведения процесса обработки скважины при высоких давлениях нагнетания и температуре промывочного агента. Это исключает возможность применения известного способа для промывки скважины непосредственно перед спуском насоса при подземном ремонте, что снижает его эффективность. The known method, selected as a prototype, does not provide complete cleaning of the wellbore from floating in the annulus of sediment ASP with mechanical impurities. In addition, the known method is energy-consuming due to the need for a well treatment process at high injection pressures and the temperature of the flushing agent. This eliminates the possibility of using the known method for flushing the well immediately before the pump is launched during underground repair, which reduces its effectiveness.
Целью заявляемого способа промывки скважины является повышение эффективности промывки за счет более полной очистки ствола скважины от продуктов разрушения остаточных отложений АСП и снижение энергетических затрат на промывку. The purpose of the proposed method of flushing the well is to increase the efficiency of flushing due to a more complete cleaning of the wellbore from the products of destruction of residual sediment ASP and reducing energy costs for flushing.
Поставленная цель изобретения достигается тем, что насосно-компрессорные трубы со скребком спускают ниже глубины установки скважинного насоса, затем трубы поднимают до глубины, определяемой по формуле:
где Н - глубина ввода промывочной жидкости в ствол скважины, м;
Нc - статический уровень, м;
t - среднее значение толщины отложений на внутренних стенках обсадных труб, мм;
d - внутренний диаметр обсадных труб, мм,
и производят прямую промывку.The object of the invention is achieved in that the tubing with a scraper is lowered below the installation depth of the downhole pump, then the pipes are raised to a depth determined by the formula:
where N is the depth of introduction of the flushing fluid into the wellbore, m;
N c - static level, m;
t is the average thickness of the deposits on the inner walls of the casing, mm;
d is the inner diameter of the casing, mm,
and perform a direct wash.
Благодаря предложенному способу промывки скважин обеспечивается более полная очистка ствола вымыванием плавающих отложений АСП из межтрубного пространства при минимальных энергетических затратах. Очистка ствола скважины от плавающих отложений АСП достигается тем, что в отличие от известных способов промывки насосно-компрессорные трубы со скребком спускают ниже глубины установки насоса, затем скребок поднимают на трубах до глубины, определяемой по предложенной формуле, и производят прямую промывку. Других технических решений с указанными отличительными признаками не выявлено. Таким образом, заявляемый способ соответствует критерию "новизна". Thanks to the proposed method of flushing wells, a more complete cleaning of the wellbore is achieved by leaching of floating deposits of ASP from the annular space with minimal energy costs. Cleaning the wellbore from floating deposits of ASP is achieved by the fact that, in contrast to the known washing methods, tubing with a scraper is lowered below the pump installation depth, then the scraper is raised on the pipes to a depth determined by the proposed formula and a direct flush is performed. No other technical solutions with the indicated distinguishing features have been identified. Thus, the claimed method meets the criterion of "novelty."
Эффективность промывки обеспечивается введением промывочной жидкости в ствол скважины на расчетной глубине, находящейся ниже статического уровня скважины и плавающих на поверхности жидкости отложений АСП. Flushing efficiency is ensured by introducing flushing fluid into the wellbore at a design depth below the static level of the well and sediment deposits floating on the surface of the fluid.
Таким образом, достигается наиболее полная очистка ствола скважины от плавающих отложений АСП. При этом продукты очистки скважины удаляются прямой промывкой с глубины, определяемой по предложенной формуле. Thus, the most complete cleaning of the wellbore from floating deposits of ASP is achieved. At the same time, well cleaning products are removed by direct washing from a depth determined by the proposed formula.
На фиг.1-4 изображена схема процесса промывки скважины: на фиг.1 - насосно-компрессорные трубы со скребком, спущенные ниже глубины установки скважинного насоса; на фиг.2 - то же, после подъема труб со скребком до глубины ввода промывочной жидкости; на фиг.3 - то же, в процессе промывки; на фиг.4 - то же, после завершения процесса промывки. Направление потока жидкости показано стрелками. Figure 1-4 shows a diagram of the washing process of the well: figure 1 - tubing with a scraper, lowered below the installation depth of the downhole pump; figure 2 is the same, after lifting the pipes with a scraper to the depth of entry of the washing fluid; figure 3 is the same in the washing process; figure 4 is the same after completion of the washing process. The direction of fluid flow is indicated by arrows.
Для проведения промывки скважины заявленным способом используют насосно-компрессорные трубы 1 и скребок 2, например, с подпружиненными плашками 3, выступающими за габариты корпуса скребка (фиг.2). To carry out the flushing of the well by the claimed method,
В целях повышения вымывающих свойств в промывочную жидкость могут быть добавлены поверхностно-активные вещества (ПАВ). In order to increase the leaching properties, surfactants can be added to the washing liquid.
Скважину скреперуют спуском насосно-компрессорных труб 1 со скребком 2 (фиг. 1). По мере спуска скребка на глубину Нп ниже глубины установки насоса между насосно-компрессорными 1 и обсадными 4 трубами образуется межтрубное пространство 5. Затем скреперование продолжают в обратном направлении вверх, для чего осуществляют подъем насосно-компрессорных труб 1 со скребком 2 до глубины Н (фиг.2). Глубину Н вычисляют по предложенной формуле. Формула позволяет рассчитать эту глубину так, чтобы место ввода промывочной жидкости в межтрубное пространство 5 оказалось ниже слоя плавающих остаточных отложений 6 на поверхности уровня жидкости скважины.The well is scrubbed by lowering the
В процессе скреперования обсадных труб 4 происходит разрушение остаточных отложений АСП на их стенках от механического воздействия на отложения АСП плашек 3 скребка 2. Продукты разрушения отложений частично всплывают вверх до уровня жидкости в межтрубном пространстве 5, а более насыщенные мехпримесями выпадают в осадок. После завершения скреперования и подъема насосно-компрессорных труб 1 со скребком 2 до отметки Н с помощью промывочного агрегата производят прямую промывку скважины. Агрегатом прокачивают в межтрубное пространство 5 промывочную жидкость в объеме, равном не менее чем двукратному объему полости обсадных труб 4 в интервале от устья до глубины ввода промывочной жидкости. В процессе промывки часть плавающей массы остаточных отложений 6 под действием напора нагнетаемой жидкости вытесняется из канала насосно-компрессорных труб 1 в межтрубное пространство 5 (фиг.3). По мере наполнения межтрубного пространства 5 жидкостью масса плавающих в нем остаточных отложений 6 поднимается с жидкостью вверх. Выход из скважины продуктов очистки наблюдают на сливе в емкость. В конце процесса промывки продукты очистки полностью удаляются из межтрубного пространства (фиг.4). С появлением на сливе в емкость чистой жидкости промывку прекращают. После завершения промывки и отстоя отработанной жидкости ее используют для промывок других скважин, а продукты очистки утилизируют. In the process of casing scraping 4, the residual ASP deposits on their walls are destroyed by mechanical impact on the deposits of ASPs of the dies 3 of the
Спуск скважинного насоса в скважину производят непосредственно после завершения промывки и извлечения из скважины насосно-компрессорных труб 1 со скребком 2. The downhole pump is lowered into the well immediately after flushing and extraction from the well of the
Пример осуществления способа
Скважину 888/292 Ермаковского нефтяного месторождения по заявленному способу промыли непосредственно перед спуском штангового насоса НВ-44 взамен отказавшего. Глубина установки насоса 1260 м, диаметр проходного канала обсадных труб d=130 мм, статический уровень Нс=660 м, толщина отложения АСП в эксплуатационной колонне скважины t≅5 мм (по промысловым данным).An example of the method
Well 888/292 of the Ermakovskoye oil field was washed according to the claimed method immediately before the descent of the NV-44 sucker rod pump instead of the failed one. The installation depth of the pump is 1260 m, the diameter of the casing passage channel d = 130 mm, the static level Н с = 660 m, the thickness of the sediment deposition in the production casing of the well is t≅5 mm (according to field data).
Использованные технические средства при реализации заявленного способа промывки: промывочные трубы, скребок, насосный агрегат, две автоцистерны и емкость. В качестве промывочной жидкости использовали воду АПТ-сеноманского водоносного пласта с добавлением ПАВ. Used technical means when implementing the claimed washing method: washing pipes, scraper, pump unit, two tank trucks and a tank. As a washing liquid, water of the APT-Cenomanian aquifer with the addition of a surfactant was used.
Подставив значения исходных данных в формулу, получаем
Как видно из расчета, по предложенной формуле место ввода промывочной жидкости определяется на отметке ниже статического уровня на 110 м:
Н-Нс=770-660=110 м.Substituting the values of the source data in the formula, we obtain
As can be seen from the calculation, according to the proposed formula, the place of entry of the washing liquid is determined at a mark below the static level at 110 m:
H-N s = 770-660 = 110 m.
Спуском скребка на насосно-компрессорных трубах ствол скважины скреперовали до глубины 1360 м, затем подъемом труб вверх скреперовали ствол скважины до глубины 770 м. На указанной глубине произвели прямую промывку ствола скважины, для чего насосным агрегатом через трубы прокачали расчетный объем промывочной жидкости с добавлением ПАВ. By lowering the scraper on the tubing, the borehole was scrapped to a depth of 1360 m, then the borehole was scrapped upwards to the depth of 770 m by raising the pipes. .
В начале и конце промывки скважины на сливе в емкость брали пробы жидкости для определения в отработанной жидкости содержания мехпримесей. По данным анализа, содержание мехпримесей в пробах жидкости составило: в начале промывки 1724 мг/л, а в конце - 174 мг/л. Видно, что концентрация мехпримесей к концу промывки существенно снизилась, что свидетельствует об эффективности предлагаемого способа промывки скважины. At the beginning and at the end of the flushing of the well at the drain, liquid samples were taken into the tank to determine the content of solids in the spent liquid. According to the analysis, the content of solids in the liquid samples was: at the beginning of washing 1724 mg / l, and at the end - 174 mg / l. It can be seen that the concentration of solids by the end of the flushing has decreased significantly, which indicates the effectiveness of the proposed method of flushing the well.
После завершения промывки и извлечения из скважины насосно-компессорных труб и скребка спустили насос. Запуск и вывод скважины на режим были осуществлены без осложнений и с первой попытки. After flushing was completed and the tubing and scraper and scraper were removed from the well, the pump was lowered. The well was launched and put into operation without complications and on the first try.
После отстоя в накопительной емкости очищенную жидкость откачали насосным агрегатом в автоцистерны для использования при промывках других скважин. Продукты очистки из емкости перекачали грязевым насосом в другую цистерну и утилизировали. After settling in the storage tank, the purified liquid was pumped out by the pumping unit into tankers for use in flushing other wells. The cleaning products from the tank were pumped by a mud pump into another tank and disposed of.
На месторождениях Западно-Сибирского региона в связи с вступлением основных месторождений, например Самотлорского, в поздний период эксплуатации около трети добычи нефти обеспечивается ШГН эксплуатацией. При этом существенной проблемой остаются отказы установок ШГН по причине засорения насоса мехпримесями и АСП в процессе вывода скважины на режим. Доля подземных ремонтов скважин из-за отрицательного влияния мехпримесей на работу насосных установок составляет 30-35% от общего числа ремонтов. Проблема повышения эффективности промывок скважин и снижения энергозатрат актуальна также для мелких месторождений, например для Ермаковского, находящейся в непосредственной близости от Самотлора. Здесь значительная часть фонда эксплуатационных скважин оборудована установками ШГН, на этом фонде доля подземных ремонтов по причине засорения ШГН мехпримесями и АСП достигает 30% от всех ремонтов, проводимых в течение года. Применение заявленного способа для промывок скважин на нефтяных месторождениях существенным образом повлияет на уменьшение отказов ШГН и повышение наработки на отказ насосных установок. Таким образом, приведенные данные подтверждают, что заявленный способ промывки скважины является промышленно применимым. In the fields of the West Siberian region, in connection with the entry of major fields, for example Samotlor, in the late period of operation, about a third of the oil production is provided by SHGN operation. At the same time, failures of SHGN installations remain a significant problem due to clogging of the pump by mechanical impurities and TSA in the process of putting the well into operation. The share of underground well repairs due to the negative influence of mechanical impurities on the operation of pumping plants is 30-35% of the total number of repairs. The problem of increasing the efficiency of flushing wells and reducing energy costs is also relevant for small fields, for example, for Ermakovsky, located in the immediate vicinity of Samotlor. Here, a significant part of the stock of production wells is equipped with SHGN installations; on this fund, the share of underground repairs due to clogging of SHGN with mechanical impurities and TSA reaches 30% of all repairs carried out during the year. The application of the inventive method for flushing wells in oil fields will significantly affect the reduction of SHG failures and an increase in the mean time between failures of pumping units. Thus, the above data confirm that the claimed method of flushing the well is industrially applicable.
Источники информации
1. Шерстнев Н.М., Гурвич Л.М., Булина И.Г. и др. Применение композиций ПАВ при эксплуатации скважин. - М.: Недра, 1988, с.176, рис.11.4.Sources of information
1. Sherstnev N.M., Gurvich L.M., Bulina I.G. etc. The use of surfactant compositions in the operation of wells. - M .: Nedra, 1988, p.176, Fig. 11.4.
2. Патент РФ 2003783, кл. Е 21 В 37/00, - 06, Б.И. 43-44, 1993 г. 2. RF patent 2003783, cl. E 21 B 37/00, - 06, B.I. 43-44, 1993
Claims (1)
где Н - глубина ввода промывочной жидкости в ствол скважины, м;
Нс - статический уровень, м;
t - среднее значение толщины отложений на внутренних стенках обсадных труб, мм;
d - внутренний диаметр обсадных труб, мм,
после чего производят прямую промывку, причем промывочную жидкость прокачивают в межтрубное пространство в объеме, равном не менее чем однократному объему полости обсадных труб в интервале от устья до глубины ввода промывочной жидкости в ствол скважины.A method of flushing a well, including the descent of tubing into the well, direct flushing of the well with flushing fluid, and leaving the well of cleaning products, characterized in that the tubing is equipped with a scraper before the run, the run is lower than the depth of the well pump, then the tubing the pipes are raised to the depth of entry of the flushing fluid into the wellbore, located below the layer of residual deposits formed as a result of casing scraping, which is determined by the formula
where N is the depth of introduction of the flushing fluid into the wellbore, m;
N s - static level, m;
t is the average value of the thickness of deposits on the inner walls of the casing, mm;
d is the inner diameter of the casing, mm,
after which direct flushing is performed, the flushing fluid being pumped into the annulus in a volume equal to at least one volume of the casing cavity in the interval from the mouth to the depth of the flushing fluid entering the wellbore.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001124847A RU2206704C2 (en) | 2001-09-10 | 2001-09-10 | Method of well flushing |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001124847A RU2206704C2 (en) | 2001-09-10 | 2001-09-10 | Method of well flushing |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2206704C2 true RU2206704C2 (en) | 2003-06-20 |
Family
ID=29210394
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2001124847A RU2206704C2 (en) | 2001-09-10 | 2001-09-10 | Method of well flushing |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2206704C2 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2455465C1 (en) * | 2011-01-25 | 2012-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" | Method of oil production from well |
| RU2495231C1 (en) * | 2012-03-22 | 2013-10-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Flushing method for wells with lost-circulation formation |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1652516A1 (en) * | 1988-03-11 | 1991-05-30 | Управление По Повышению Нефтеотдачи Пластов И Капитальному Ремонту Скважин Производственного Объединения "Ставропольнефтегаз" | Well cleaner |
| RU2042792C1 (en) * | 1992-01-31 | 1995-08-27 | Камиль Мансурович Гарифов | Device for cleaning inner surface of casing string |
| US6062311A (en) * | 1997-05-02 | 2000-05-16 | Schlumberger Technology Corporation | Jetting tool for well cleaning |
-
2001
- 2001-09-10 RU RU2001124847A patent/RU2206704C2/en active
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1652516A1 (en) * | 1988-03-11 | 1991-05-30 | Управление По Повышению Нефтеотдачи Пластов И Капитальному Ремонту Скважин Производственного Объединения "Ставропольнефтегаз" | Well cleaner |
| RU2042792C1 (en) * | 1992-01-31 | 1995-08-27 | Камиль Мансурович Гарифов | Device for cleaning inner surface of casing string |
| US6062311A (en) * | 1997-05-02 | 2000-05-16 | Schlumberger Technology Corporation | Jetting tool for well cleaning |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ШЕРСТНЕВ Н.М. Применение композиций ПАВ при эксплуатации скважин. - М.: Недра, 1988. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2455465C1 (en) * | 2011-01-25 | 2012-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" | Method of oil production from well |
| RU2495231C1 (en) * | 2012-03-22 | 2013-10-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Flushing method for wells with lost-circulation formation |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2261986C1 (en) | Method for complex well bottom zone treatment | |
| Clementz et al. | Stimulation of water injection wells in the Los Angeles basin by using sodium hypochlorite and mineral acids | |
| US1999146A (en) | Method of increasing the production of wells | |
| RU2527433C1 (en) | Method for borehole bottom flushing | |
| RU2003783C1 (en) | Method for removal of salt-paraffin deposits from wells | |
| RU2206704C2 (en) | Method of well flushing | |
| RU2164590C1 (en) | Process of exploitation of oil field | |
| RU2232879C1 (en) | Method for processing of formation face zone | |
| RU2451175C1 (en) | Method of bottom-hole zone treatment of low-permeable terrigenous formations (versions) | |
| RU2225938C1 (en) | Methods for exploiting oil extracting wells | |
| RU2120546C1 (en) | Method of reagent demudding of wells | |
| RU2183742C2 (en) | Method of formation producing zone treatment | |
| RU2213861C1 (en) | Method of treatment of bottomhole formation zone | |
| RU2243366C2 (en) | Method for acoustic treatment of wells of system for preservation of bed pressure | |
| RU2213859C2 (en) | Device for stimulation and cleaning of bottomhole formation zone | |
| RU2423604C1 (en) | Procedure for development of payable carbonate bed | |
| RU2082877C1 (en) | Method of treatment of bottom-hole formation zone | |
| RU2164290C2 (en) | Process of hydraulic seam fracture | |
| RU2722750C1 (en) | Downhole filter with soluble element | |
| RU2484244C1 (en) | Method for reagent clay cake removal from well | |
| RU2061174C1 (en) | Method for cleaning well | |
| RU2600137C1 (en) | Method of process well treatment | |
| RU2160831C2 (en) | Method of well reagent demudding | |
| RU2278967C1 (en) | Method for bottomhole zone of terrigenous formation treatment | |
| RU2512222C1 (en) | Method for bottomhole zone treatment |