RU2488687C1 - Method of simultaneous and separate operation of injection well - Google Patents
Method of simultaneous and separate operation of injection well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2488687C1 RU2488687C1 RU2012104989/03A RU2012104989A RU2488687C1 RU 2488687 C1 RU2488687 C1 RU 2488687C1 RU 2012104989/03 A RU2012104989/03 A RU 2012104989/03A RU 2012104989 A RU2012104989 A RU 2012104989A RU 2488687 C1 RU2488687 C1 RU 2488687C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- low
- injection
- pressure
- pumping
- Prior art date
Links
Landscapes
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам одновременно-раздельной эксплуатации нагнетательных скважин, эксплуатирующих низкоприемистые пласты или ухудшивших свои эксплуатационные показатели вследствие загрязнения прискважинной зоны.Invention relates to the oil industry, and in particular to methods for simultaneous and separate operation of injection wells operating low-reservoir strata or worsening their performance due to contamination of the borehole zone.
Известен способ эксплуатации нагнетательной скважины, позволяющий производить одновременно-раздельную закачку воды в пласты через одну скважину и периодические промывки фильтровальной поверхности призабойной зоны пластов (Лапшин В.И. Поддержание пластового давления путем закачки воды в пласт. - М.: Недра, 1986. - С.73-76).There is a known method of operating an injection well, which allows for simultaneous and separate injection of water into the reservoirs through one well and periodic washing of the filter surface of the bottom-hole formation zone (Lapshin V.I. Maintenance of reservoir pressure by pumping water into the formation. - M .: Nedra, 1986. - S.73-76).
Недостатком этого способа является то, что промывка фильтровальной поверхности призабойной зоны пластов не позволяет эффективно очистить всю призабойную зону пласта, для чего требуются дополнительные затраты, связанные с привлечением бригад подземного и капитального ремонта скважин для срыва пакеров и демонтажа установки одновременно-раздельной закачки жидкости в пласты с установкой дополнительного внутрискважинного оборудования или поверхностного оборудования.The disadvantage of this method is that washing the filter surface of the bottom-hole formation zone does not allow to effectively clean the entire bottom-hole zone of the formation, which requires additional costs associated with attracting teams of underground and overhaul wells to disrupt the packers and dismantling the installation of simultaneously-separate injection of fluid into the reservoirs with the installation of additional downhole equipment or surface equipment.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемым результатам к предлагаемому является «Способ одновременно-раздельной эксплуатации нагнетательной скважины» (патент РФ №2354810, МПК Е21В 43/14, опубл. БИ №13 от 10.05.2009 г.), включающий разделение пластов в скважине пакером, закачку воды в каждый пласт по своей колонне труб, остановку закачки в оба пласта, возобновление закачки в пласт с большей проницаемостью, возобновление закачки в оба пласта.The closest in technical essence and the achieved results to the proposed one is the "Method for simultaneous and separate operation of the injection well" (RF patent No. 2354810, IPC ЕВВ 43/14, publ. BI No. 13 of 05/10/2009), including the separation of layers in the well a packer, pumping water into each formation in its own pipe string, stopping injection into both reservoirs, resuming injection into the reservoir with greater permeability, resuming injection into both reservoirs.
Данный способ позволяет осуществить частичное восстановление приемистости низкоприемистого пласта без подземного и капитального ремонта скважины за счет излива жидкости с загрязняющими частицами из низкоприемистого пласта в высокоприемистый по соответствующим колоннам труб через устья, соединенные между собой трубной обвязкой, при выравнивании устьевых давлений на устьях во время остановки в них закачки.This method allows partial recovery of the injectivity of a low-reservoir formation without underground and major overhaul of the well due to the outflow of fluid with polluting particles from the low-reservoir reservoir into highly-reservoir fluid through the corresponding pipe columns through the mouths connected by a piping during equalization of wellhead pressures at the mouths during a stop in them downloads.
Недостатком способа является то, что для проведения излива необходимо остановить закачку воды по всему водоводу, к которому подключена нагнетательная скважина с очищаемым низкоприемистым пластом, от блока напорных гребенок, при этом останавливается закачка воды по всем нагнетательным скважинам, подключенным к данному водоводу, либо остановить насос на кустовой насосной станции с полным прекращением закачки воды во все скважины, подключенные к данной кустовой насосной станции. При этом объем излива из низкоприемистого пласта в высокоприемистый определяется величиной разности устьевых давлений на устьях, соединенных колоннами труб соответственно с низкоприемистым и высокоприемистым пластами, в момент остановки закачки в них воды, а также скоростью выравнивания устьевых давлений. Кроме того, возможно частичное загрязнение подводящего водовода выносимыми с потоком изливающейся жидкости загрязнениями (асфальтосмолистые вещества, парафины, твердые частицы), которые накапливаются на стенках труб водоводов, повышая гидравлические потери. При возобновлении закачки воды в пласт часть вынесенных загрязнений, не удаленных из водовода, вновь попадает в призабойную зону низкоприемистого пласта и кольматирует поровое пространство, снижая эффективность очистки.The disadvantage of this method is that to carry out the spill, it is necessary to stop the injection of water throughout the water conduit, to which the injection well with a cleaned low-pressure formation is connected, from the block of pressure combs, while the water injection stops at all injection wells connected to this water conduit, or stop the pump at a cluster pump station with a complete cessation of water injection into all wells connected to this cluster pump station. At the same time, the volume of the spout from a low-reservoir to a highly-reservoir is determined by the difference in wellhead pressures at the mouths connected by pipe strings to the low-reservoir and highly-reservoirs, respectively, at the time of stopping the injection of water into them, and also by the rate of wellhead pressure equalization. In addition, it is possible to partially contaminate the inlet conduit with contaminants carried out with the flow of the liquid flowing out (asphalt-resinous substances, paraffins, solid particles), which accumulate on the walls of the conduit pipes, increasing hydraulic losses. When resuming water injection into the formation, some of the contaminants that have not been removed from the conduit again fall into the bottomhole zone of the low-pressure formation and clogs the pore space, reducing the efficiency of treatment.
Техническими задачами предлагаемого изобретения являются снижение потери приемистости низкопроницаемых пластов нагнетательных скважин, оснащенных установкой для одновременно-раздельной закачки воды в пласты различной приемистости, предупреждение загрязнения высоконапорных разводящих водоводов осадками твердых частиц, сокращение времени простоя нагнетательных скважин в единой гидродинамической сети водоводов и, как результат, экономия материальных затрат на поддержание пластового давления.The technical objectives of the invention are to reduce the loss of injectivity of low-permeability reservoirs of injection wells equipped with a unit for simultaneously and separately injecting water into reservoirs of various injections, preventing contamination of high-pressure distribution pipelines with sediments of solid particles, reducing the downtime of injection wells in a single hydrodynamic network of pipelines and, as a result, saving material costs to maintain reservoir pressure.
Техническая задача решается предлагаемым способом одновременно-раздельной эксплуатации нагнетательной скважины, включающим разделение пластов в скважине пакером, закачку жидкости в каждый пласт по своей колонне труб, остановку закачки в оба пласта, возобновление закачки в пласт с большей проницаемостью, возобновление закачки в оба пласта.The technical problem is solved by the proposed method for simultaneously and separately operating an injection well, including separating the layers in the well with a packer, injecting fluid into each formation through its pipe string, stopping injection into both layers, resuming injection into the formation with greater permeability, and resuming injection into both layers.
Новым является то, что колонны на устье скважины соединяют отключаемой перемычкой, предварительно определяют предельно допустимые требования по давлению и приемистости для низкоприемистого пласта, а остановку закачки производят после снижения приемистости и роста давления на устье колонны труб, сообщенной с низкоприемистым пластом, до предельно допустимых требований, закачку в высокоприемистый паст осуществляют за счет излива жидкости из низкоприемистого пласта по колоннам труб через перемычку до выравнивания устьевого давления, после чего остатки жидкости изливают из низкоприемистого пласта в передвижную емкость в приустьевой зоне.What is new is that the columns at the wellhead are connected with a disconnectable jumper, the maximum allowable requirements for pressure and injectivity for a low-reservoir formation are preliminarily determined, and injection is stopped after the injectivity is reduced and the pressure at the mouth of the pipe string communicated with the low-reservoir formation decreases to the maximum allowable requirements , the injection into highly accepting pastes is carried out due to the outflow of liquid from the low-acceptivity reservoir along the pipe columns through a jumper until the wellhead pressure is equalized, p follows that any excess fluid flow from the formation into the nizkopriemistogo mobile container in the mouth area.
На чертеже изображена схема осуществления предлагаемого способа, при этом: I - закачка воды в пласт, II - излив воды из низкоприемистого пласта в высокоприемистый пласт, III - излив в емкость в приустьевой зоне нагнетательной скважины для утилизации.The drawing shows a diagram of the implementation of the proposed method, with: I - injection of water into the reservoir, II - spill of water from the low-reservoir into a highly-reservoir, III - spill into the reservoir in the estuarine zone of the injection well for disposal.
Схема осуществления способа одновременно-раздельной эксплуатации нагнетательной скважины включает в себя водовод 1, по которому вода от насоса кустовой насосной станции (на схеме не показаны) поступает к нагнетательной скважине 2, оснащенной установкой для одновременно-раздельной закачки воды в низкоприемистый пласт 3 через устье 4 и колонну труб 5, в высокоприемистый пласт 6 - через устье 7 и колонну труб 8, при этом колонны труб 5 и 8 закреплены в нагнетательной скважине с помощью якоря 9, а также пакера 10, разделяющего гидродинамически низкоприемистый пласт 3 и высокоприемистый пласт 6. Устье 4 соединено с водоводом 1 с помощью водовода 11, оснащенного задвижками 12, 13, расходомером 14, пробоотборником 15 и манометром 16. Устье 7 соединено с водоводом 1 с помощью водовода 17, оснащенного задвижками 18, 19, регулируемым гидросопротивлением 20, расходомером 21 и манометром 22. Дополнительно водовод 11 на участке между расходомером 14 и пробоотборником 15 соединен перемычкой 23, оснащенной задвижкой 24, с водоводом 17 на участке между расходомером 21 и задвижкой 19. Кроме того, устье 4 оснащено задвижкой 25 для излива в дополнительно подключаемую к устью 4 емкость (на схеме не показана) в приустьевой зоне нагнетательной скважины 2.The implementation diagram of the method for simultaneous and separate operation of the injection well includes a water conduit 1, through which water from the pump of the cluster pumping station (not shown in the diagram) flows to the injection well 2, equipped with a unit for simultaneously and separately injecting water into the low-receiving formation 3 through the mouth 4 and a pipe string 5, into a highly receptive formation 6 through the mouth 7 and a pipe string 8, while the pipe string 5 and 8 are fixed in the injection well with an anchor 9, as well as a packer 10 that separates hydrodynamically low creep bed 3 and highly creep bed 6. The mouth 4 is connected to the water conduit 1 using a water conduit 11 equipped with valves 12, 13, a flow meter 14, a sampler 15 and a pressure gauge 16. The mouth 7 is connected to a water conduit 1 using a water conduit 17 equipped with valves 18, 19 , adjustable hydroresistance 20, flowmeter 21 and manometer 22. Additionally, the conduit 11 in the area between the flowmeter 14 and the sampler 15 is connected by a jumper 23 equipped with a valve 24, with the conduit 17 in the area between the flowmeter 21 and the valve 19. In addition, the mouth 4 is equipped with a valve 2 5 for spouting into a tank (not shown in the diagram) additionally connected to the mouth 4 in the estuary zone of the injection well 2.
Способ одновременно-раздельной эксплуатации нагнетательной скважины выполняется в следующей последовательности.The method of simultaneous and separate operation of the injection well is performed in the following sequence.
Выбирают нагнетательную скважину 2, эксплуатируемую одновременно-раздельным способом и оснащенную установкой для одновременно-раздельной закачки воды в пласты различной приемистости, на которой приемистость низкоприемистого пласта 3 снизилась в процессе эксплуатации. Величина устьевого давления в устье 4, гидравлически соединенном через колонну труб 5 с низкоприемистым пластом 3, должна быть не менее величины, обеспечивающей самоизлив нагнетательной скважины 2 при остановке закачки в нее воды и при открытых задвижках 13 и 19 на водоводах 11 и 17 соответственно и задвижки 24 на перемычке 23.An injection well 2 is selected, operated simultaneously and separately and equipped with a unit for simultaneously and separately injecting water into reservoirs of different injectivity, on which the injectivity of the low-acceptivity reservoir 3 decreased during operation. The value of wellhead pressure in the mouth 4, hydraulically connected through a pipe string 5 with a low-receiving formation 3, should be not less than that providing self-discharge of the injection well 2 when water is stopped pumping into it and when the valves 13 and 19 are open on the water ducts 11 and 17, respectively, and the valve 24 on jumper 23.
Воду, подготовленную на головных очистных сооружениях (на чертеже не показаны), закачивают насосами (поток I) через водовод 1 и нагнетательную скважину 2 в низкоприемистый пласт 3 и высокоприемистый пласт 6 для поддержания пластового давления, при этом в низкоприемистый пласт 3 воду закачивают от водовода 1 по водоводу 11 через устье 4 и колонну труб 5, а в высокоприемистый пласт 6 воду закачивают от водовода 1 по водоводу 17 через устье 7 и колонну труб 8, при этом задвижки 12, 13, 18 и 19 открыты, задвижка 24 на перемычке 23 закрыта. Объем и давление воды, закачиваемой в низкоприемистый пласт 3, контролируют с помощью расходомера 14 и манометра 16. Объем и давление воды, закачиваемой в высокоприемистый пласт 6, контролируют с помощью расходомера 21 и манометра 22, при этом расход воды дополнительно регулируют с помощью регулируемого гидросопротивления 20 (например, штуцер, задвижка со штуцирующими насадками, редукционный клапан и т.д.).Water prepared at the head treatment facilities (not shown in the drawing) is pumped (stream I) through a water conduit 1 and an injection well 2 into a low-pressure formation 3 and a high-pressure formation 6 to maintain reservoir pressure, while water is pumped from the water conduit into the low-reception formation 3 1 through a conduit 11 through a mouth 4 and a pipe string 5, and water is pumped from a conduit 1 through a conduit 17 through a mouth 7 and a pipe string 8 into a highly-accepting formation 6, while the valves 12, 13, 18 and 19 are open, the valve 24 on the jumper 23 closed. The volume and pressure of the water injected into the low reservoir 3 is controlled using a flow meter 14 and a pressure gauge 16. The volume and pressure of the water injected into the highly reservoir reservoir 6 is controlled using a flow meter 21 and a pressure gauge 22, while the water flow is additionally controlled by adjustable hydraulic resistance 20 (e.g. fitting, gate valve with fittings, pressure reducing valve, etc.).
При стабильном снижении приемистости низкоприемистого пласта 3 нагнетательной скважины 2 и при условии, что параметры работы нагнетательной скважины (приемистость и устьевое давление) начинают не удовлетворять требованиям технологической схемы разработки месторождения, определяемым геологической службой организации, останавливают закачку воды в устья 4 и 7 нагнетательной скважины 2 путем закрытия задвижки 12 на водоводе 11 и задвижки 18 на водоводе 17, при этом водовод 1 на кустовой насосной станции не перекрывают, и при наличии иных нагнетательных скважин (на чертеже не показаны), подключенных к водоводу 1, закачка воды в них продолжается. Затем открывают задвижку 24 на перемычке 23 и производят излив (поток II) из низкоприемистого пласта 3 через колонну труб 4, перемычке 23 между водоводами 11 и 17, устье 7 и колонну труб 8 в высокоприемистый пласт 6 до выравнивания устьевых давлений, контролируемых по показаниям манометров 16 и 22, расположенных на водоводе 11 в приустьевой зоне устья 4 и водоводе 17 в приустьевой зоне устья 7. В процессе излива визуально контролируют интенсивность выноса загрязняющих веществ из призабойной зоны низкоприемистого пласта 3 путем периодического отбора проб из пробоотборника 15. При выравнивании устьевых давлений на устьях 4 и 7, определяемых по показаниям манометров 16 и 22 соответственно, а также при наличии избыточного давления на устье 4, величина которого позволяет производить самоизлив из низкоприемистого пласта 3, закрывают задвижку 24 на перемычке 23 и задвижку 13 на водоводе 11, дополнительно подключают к устью 4 емкость (на чертеже не показана - например автоцистерну) с помощью временной быстросборной линии (например, шлангом высокого давления, трубами с быстроразъемными соединениями и т.п.), открывают задвижку 25 на устье 4 и производят излив в емкость (поток III). При снижении в жидкости излива концентрации выносимых загрязнений (контролируют визуально путем периодического отбора проб из пробоотборника подключенной к устью 4 емкости, на чертеже не показан) либо прекращении излива по причине снижения устьевого давления на устье 4 ниже величины, обеспечивающей самоизлив, закрывают задвижку 25 устья 4, отсекают и демонтируют быстросборную линию и восстанавливают первоначальную схему закачки в устья 4 и 7 нагнетательной скважины 2 путем открытия задвижек 12, 13, 18. Отведенную в емкость жидкость излива с загрязнениями транспортируют на очистные сооружения для очистки с отделением нефти и утилизации шлама.With a stable decrease in the injectivity of the low-pressure formation 3 of the injection well 2 and provided that the parameters of the injection well (injectivity and wellhead pressure) begin to not meet the requirements of the field development flow chart determined by the organization’s geological service, water injection into the mouths 4 and 7 of the injection well 2 is stopped by closing the valve 12 on the water pipe 11 and the valve 18 on the water pipe 17, while the water pipe 1 at the cluster pump station is not blocked, and if there are other pumps -negative wells (not shown) connected to a water conduit 1, water injection in them continues. Then the valve 24 is opened on the jumper 23 and the spout (stream II) is produced from the low-receiving formation 3 through the pipe string 4, the jumper 23 between the water conduits 11 and 17, the mouth 7 and the pipe string 8 into the high-receiving formation 6 until the wellhead pressures are monitored according to the pressure gauges 16 and 22 located on the water conduit 11 in the mouth zone of the wellhead 4 and the water conduit 17 in the mouth zone of the mouth 7. During the outflow, the rate of contaminant removal from the bottomhole zone of the low-pressure formation 3 is visually monitored by periodic sampling from the sampler 15. When equalizing wellhead pressures at the mouths 4 and 7, determined by the readings of pressure gauges 16 and 22, respectively, as well as in the presence of excess pressure at the mouth 4, the value of which allows self-discharge from a low-pressure formation 3, close the valve 24 on the jumper 23 and a valve 13 on the water conduit 11, additionally connect a container to the mouth 4 (not shown, for example, a tank truck) using a temporary quick-assembly line (for example, a high pressure hose, pipes with quick-disconnect connections, etc.), open the valve 25 at the mouth 4 and produce a spout in the tank (stream III). When the concentration of contaminants in the spout liquid decreases (visually checked by periodic sampling from a sampler connected to the mouth 4 of the tank, not shown in the drawing) or the spout ceases due to a decrease in wellhead pressure at the mouth 4 below the self-discharge value, the valve 25 of the mouth 4 is closed cut off and dismantle the quick-assembly line and restore the original injection scheme to the mouths 4 and 7 of injection well 2 by opening the valves 12, 13, 18. The liquid discharged into the tank is discharged from behind dirt is transported to wastewater treatment plants for oil separation and sludge disposal.
Таким образом, предлагаемый способ одновременно-раздельной эксплуатации нагнетательной скважины обеспечивает очистку призабойной зоны низкоприемистого пласта нагнетательной скважины, оснащенной установкой для одновременно-раздельной закачки воды в пласты различной приемистости, препятствуя попаданию загрязняющих веществ излива в водовод и повторному загрязнению призабойной зоны низкоприемистого пласта, а также исключение простоя иных нагнетательных скважин в единой гидродинамической сети водоводов.Thus, the proposed method for simultaneous and separate operation of an injection well provides for cleaning the bottom-hole zone of a low-injectivity reservoir of an injection well equipped with a unit for simultaneously and separately injecting water into reservoirs of different injectivity, preventing pollutants from spilling into the water conduit and re-polluting the bottom-hole zone of a low-reservoir, as well as exclusion of downtime of other injection wells in a single hydrodynamic network of water conduits.
Пример конкретного выполненияConcrete example
Воду, подготовленную на головных очистных сооружениях, закачивают насосами (поток I) через водовод 1 и нагнетательную скважину 2 в низкоприемистый пласт 3 на глубине 1694,2-1702,4 м и высокоприемистый пласт 6 на глубине 1681,2-1684,4 м для поддержания пластового давления, при этом в низкоприемистый пласт 3 воду закачивают с расходом 100 м3/сут и устьевым давлением 15 МПа от водовода 1 по водоводу 11 через устье 4 и колонну труб 5 длиной 1687,3 м с установленным на глубине 1684,3-1686,6 м пакером, а в высокоприемистый пласт 6 воду закачивают с расходом 180 м3/сут и устьевым давлением 13 МПа от водовода 1 по водоводу 17 через устье 7 и колонну труб 8 длиной 1643,6 м, при этом задвижки 12, 13, 18 и 19 открыты, а задвижка 24 на перемычке 23 закрыта, а на водоводе 17 установлено гидросопротивление 20 (штуцер диаметром 5 мм). Закачиваемая вода содержит низкую концентрацию нефтяных частиц и твердых взвешенных частиц (порядка 10-20 мг/л) при незначительных их размерах - порядка 2-20 мкм.The water prepared at the head treatment plants is pumped (stream I) through a water conduit 1 and an injection well 2 into a low-reservoir 3 at a depth of 1694.2-1702.4 m and a high-reservoir 6 at a depth of 1681.2-1684.4 m for maintaining reservoir pressure, while water is pumped into a low-receiving reservoir 3 with a flow rate of 100 m 3 / day and wellhead pressure of 15 MPa from a water conduit 1 through a water conduit 11 through a mouth 4 and a pipe string 5 with a length of 1687.3 m installed at a depth of 1684.3- 1686.6 m packer, and 6 vysokopriemisty formation water is pumped at a rate of 180 m 3 / day and wellhead by 13 MPa from conduit 1 through conduit 17 through the mouth 7 and pipe string 8 with a length of 1643.6 m, while the valves 12, 13, 18 and 19 are open, and the valve 24 on the bridge 23 is closed, and the hydraulic resistance 20 is installed on the conduit 17 ( fitting with a diameter of 5 mm). The injected water contains a low concentration of oil particles and solid suspended particles (of the order of 10-20 mg / l) with small sizes of about 2-20 microns.
При стабильном снижении приемистости низкоприемистого пласта 3 нагнетательной скважины 2 до 70 м3/сут и повышении устьевого давления до 17 МПа на устье 4 параметры работы нагнетательной скважины 2 перестают удовлетворять требованиям технологической схемы разработки месторождения, производят очистку призабойной зоны низкоприемистого пласта 3 нагнетательной скважины 2 путем излива закачанной воды из низкоприемистого пласта 3 нагнетательной скважины 2. Для этого останавливают закачку воды в устья 4 и 7 нагнетательной скважины 2 путем закрытия задвижки 12 на водоводе 11 и задвижки 18 на водоводе 17, при этом водовод 1 на кустовой насосной станции не перекрывают, и при наличии иных нагнетательных скважин, подключенных к водоводу 1 (на чертеже не показаны), закачка воды в них продолжается. Затем открывают задвижку 24 на перемычке 23 и производят излив из низкоприемистого пласта 3 через колонну труб 4, перемычке 23 между водоводами 11 и 17, устье 7 и колонну труб 8 в высокоприемистый пласт 6. В процессе излива визуально контролируют интенсивность выноса загрязняющих веществ из призабойной зоны низкоприемистого пласта 3 путем отбора периодического отбора проб из пробоотборника 15. При выравнивании устьевых давлений на устьях 4 и 7 на величине 2 МПа, определяемых по показаниям манометров 16 и 22 соответственно, закрывают задвижку 24 на перемычке 23 и задвижку 13 на водоводе 11, дополнительно подключают к устью 4 емкость автоцистерны (на чертеже не показана) с помощью, например, шланга высокого давления, открывают задвижку 25 на устье 4 и производят излив в емкость. По мере увеличения объема излива в жидкости излива начинает увеличиваться концентрация загрязняющих веществ в среднем до 1200 мг/л (промысловые данные), выносимых из призабойной зоны низкоприемистого пласта 3. При снижении в жидкости излива концентрации выносимых загрязнений (контролируют визуально путем периодического отбора проб из пробоотборника подключенной к устью 4 емкости, на чертеже не показан) либо прекращении излива по причине снижения устьевого давления на устье 4 ниже величины, обеспечивающей самоизлив, закрывают задвижку 25 устья 4, отсекают и демонтируют быстросборную линию и восстанавливают первоначальную схему закачки в устья 4 и 7 нагнетательной скважины 2 путем открытия задвижек 12, 13, 18. Отведенную в емкость жидкость излива с загрязнениями транспортируют на очистные сооружения для очистки с отделением нефти и утилизации шлама.With a stable decrease in the injectivity of the low-pressure formation 3 of the injection well 2 to 70 m 3 / day and an increase in wellhead pressure to 17 MPa at the wellhead 4, the parameters of the operation of the injection well 2 cease to meet the requirements of the technological scheme of the development of the field, the bottom hole formation of the low-pressure formation 3 of the injection well 2 is cleaned by spout of injected water from a low-receiving formation 3 of injection well 2. To do this, stop the injection of water into the mouths 4 and 7 of injection well 2 by closing I bolt 12 to the water conduit 11 and valve 18 to the water conduit 17, the conduit 1 group pumping station do not overlap, and the presence of other injectors connected to the water conduit 1 (not shown), pumping water in them continues. Then the valve 24 is opened on the jumper 23 and the spout is produced from the low-receiving formation 3 through the pipe string 4, the jumper 23 between the water conduits 11 and 17, the mouth 7 and the pipe string 8 into the highly-receiving formation 6. During the outflow, the rate of contaminants from the bottom-hole zone is visually monitored low reservoir 3 by taking periodic sampling from the sampler 15. When equalizing wellhead pressures at the mouths 4 and 7 at a value of 2 MPa, determined by the readings of pressure gauges 16 and 22, respectively, close the valve 24 on the the toe 23 and the valve 13 on the water conduit 11, additionally connect the tanker tank (not shown) to the mouth 4 with, for example, a high-pressure hose, open the valve 25 at the mouth 4 and discharge it into the tank. As the volume of the spout in the spout liquid increases, the concentration of pollutants begins to increase to an average of 1200 mg / l (field data) discharged from the bottom-hole zone of the low-reservoir formation 3. When the concentration of pollutants in the spout liquid decreases, the concentration of pollutants carried out is controlled visually by periodically sampling from the sampler connected to the mouth 4 of the tank, not shown in the drawing) or the cessation of the spout due to a decrease in wellhead pressure at the mouth 4 below the value that provides self-spout, close the valve 25 tya 4, dissected and disassembled fast-line and reduced initial injection circuit in the mouth 4 and 7 of the injection well 2 by opening valves 12, 13, 18 retracted into the container spout fluid with contaminants is transported to the treatment plant for the purification and separation of oil sludge disposal.
Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа одновременно-раздельной эксплуатации нагнетательной скважины достигается за счет использования перетока жидкости излива из низкоприемистого пласта в высокоприемистый пласт по колоннам труб через перемычку между устьями нагнетательной скважины, оснащенной установкой для одновременно-раздельной закачки воды в пласты различной приемистости, обуславливаемого разницей давлений на устьях после остановки закачки путем отсечения обоих устьев от водовода и открытия задвижки на перемычке между водоводами, соединяющими устья с водоводом.The technical and economic efficiency of the proposed method for simultaneous and separate operation of an injection well is achieved through the use of a fluid flow from a low-receiving formation into a highly-accepting formation through pipe columns through a jumper between the mouths of an injection well equipped with a unit for simultaneously and separately injecting water into formations of different injectivity, caused by the difference pressure at the mouth after stopping the injection by cutting off both mouths from the conduit and opening the valve on eremychke between water lines, connecting the mouth to the water conduit.
Использование данного предложения позволяет при небольших дополнительных капитальных затратах с помощью существующей системы поддержания пластового давления произвести восстановление приемистости низкоприемистого пласта, эксплуатируемого нагнетательной скважиной, оснащенной установкой для одновременно-раздельной закачки воды в пласты различной приемистости, без подземного и капитального ремонта скважины, исключить загрязнение водовода, подходящего к нагнетательной скважине от кустовой насосной станции, выносимыми из призабойной зоны пласта загрязнениями и остановку закачки воды в иные нагнетательные скважины, подключенные к данному водоводу, увеличить время между капитальными очистками призабойной зоны нагнетательных скважин и, как результат, экономить материальные затраты на поддержание пластового давления.The use of this proposal allows for a small additional capital cost using the existing reservoir pressure maintenance system to restore the injectivity of a low-reservoir formation operated by an injection well equipped with a unit for simultaneous and separate injection of water into reservoirs of different injectivity, without underground and major overhaul of the well, to eliminate the pollution of the water conduit, suitable to the injection well from the well pump station carried out from the bottomhole the formation zone by pollution and stopping water injection into other injection wells connected to the given water conduit, increase the time between overhauls of the bottom-hole zone of injection wells and, as a result, save material costs for maintaining reservoir pressure.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012104989/03A RU2488687C1 (en) | 2012-02-13 | 2012-02-13 | Method of simultaneous and separate operation of injection well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012104989/03A RU2488687C1 (en) | 2012-02-13 | 2012-02-13 | Method of simultaneous and separate operation of injection well |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2488687C1 true RU2488687C1 (en) | 2013-07-27 |
Family
ID=49155678
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012104989/03A RU2488687C1 (en) | 2012-02-13 | 2012-02-13 | Method of simultaneous and separate operation of injection well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2488687C1 (en) |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103953304A (en) * | 2014-05-18 | 2014-07-30 | 中国石油化工股份有限公司 | Casing repaired separate layer water injection string |
| CN105201473A (en) * | 2015-10-22 | 2015-12-30 | 东北石油大学 | Multiple-oil-layer deep profile control injection device and oil layer deep profile control realizing method thereof |
| CN105332677A (en) * | 2015-11-06 | 2016-02-17 | 中国石油天然气股份有限公司 | Cable direct control type water distribution system |
| CN106761609A (en) * | 2015-11-24 | 2017-05-31 | 中国石油化工股份有限公司 | The underground turbine generation automatically controlled water injection string of pressure transmission signal |
| RU2626491C1 (en) * | 2016-05-11 | 2017-07-28 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Recovery method of multiple zone oil deposits with hydrodynamically related reservoirs |
| CN107246256A (en) * | 2017-07-28 | 2017-10-13 | 沈阳华威石油机械制造有限公司 | A kind of special-shaped coiled tubing beam ground distributor injection system |
| CN109681161A (en) * | 2018-04-03 | 2019-04-26 | 中国石油化工股份有限公司 | Multilayer system separate mass and separate pressure water-filling method and water injection string |
| CN116446831A (en) * | 2022-01-06 | 2023-07-18 | 大庆油田有限责任公司 | Water injection well layered measuring and adjusting device and method using pressure wave as carrier |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5458199A (en) * | 1992-08-28 | 1995-10-17 | Marathon Oil Company | Assembly and process for drilling and completing multiple wells |
| RU2272902C1 (en) * | 2004-09-29 | 2006-03-27 | Закрытое Акционерное Общество "Кулон-2" | Method and device for well bottom zone development and cleaning by impulse drainage |
| RU2303126C1 (en) * | 2006-09-19 | 2007-07-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil field development method |
| RU2317407C1 (en) * | 2007-02-13 | 2008-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well operation method |
| RU2354810C1 (en) * | 2008-06-07 | 2009-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for simultaneous-separate operation of pressure well |
-
2012
- 2012-02-13 RU RU2012104989/03A patent/RU2488687C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5458199A (en) * | 1992-08-28 | 1995-10-17 | Marathon Oil Company | Assembly and process for drilling and completing multiple wells |
| RU2272902C1 (en) * | 2004-09-29 | 2006-03-27 | Закрытое Акционерное Общество "Кулон-2" | Method and device for well bottom zone development and cleaning by impulse drainage |
| RU2303126C1 (en) * | 2006-09-19 | 2007-07-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil field development method |
| RU2317407C1 (en) * | 2007-02-13 | 2008-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well operation method |
| RU2354810C1 (en) * | 2008-06-07 | 2009-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for simultaneous-separate operation of pressure well |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| МИРЗАДЖАНЗАДЕ А.Х. Технология и техника добычи нефти. - М., Недра, 1986, с.190-192. * |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN103953304A (en) * | 2014-05-18 | 2014-07-30 | 中国石油化工股份有限公司 | Casing repaired separate layer water injection string |
| CN105201473A (en) * | 2015-10-22 | 2015-12-30 | 东北石油大学 | Multiple-oil-layer deep profile control injection device and oil layer deep profile control realizing method thereof |
| CN105332677A (en) * | 2015-11-06 | 2016-02-17 | 中国石油天然气股份有限公司 | Cable direct control type water distribution system |
| CN106761609A (en) * | 2015-11-24 | 2017-05-31 | 中国石油化工股份有限公司 | The underground turbine generation automatically controlled water injection string of pressure transmission signal |
| RU2626491C1 (en) * | 2016-05-11 | 2017-07-28 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Recovery method of multiple zone oil deposits with hydrodynamically related reservoirs |
| CN107246256A (en) * | 2017-07-28 | 2017-10-13 | 沈阳华威石油机械制造有限公司 | A kind of special-shaped coiled tubing beam ground distributor injection system |
| CN109681161A (en) * | 2018-04-03 | 2019-04-26 | 中国石油化工股份有限公司 | Multilayer system separate mass and separate pressure water-filling method and water injection string |
| CN116446831A (en) * | 2022-01-06 | 2023-07-18 | 大庆油田有限责任公司 | Water injection well layered measuring and adjusting device and method using pressure wave as carrier |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2488687C1 (en) | Method of simultaneous and separate operation of injection well | |
| RU57358U1 (en) | PLASTIC PRESSURE SUPPORT SYSTEM | |
| US8316938B2 (en) | Subterranean water production, transfer and injection method and apparatus | |
| RU2450120C1 (en) | System to pump water and clean bottomhole formation zone of injection well | |
| RU2516093C1 (en) | Station for transfer and separation of multiphase mix | |
| RU2485293C1 (en) | Method of borehole transfer and unit for transfer of liquid from upper well formation to lower one with filtration | |
| CN102865105A (en) | Mud discharging facility composed of water pump and mud discharging tank | |
| RU126802U1 (en) | MULTI-PHASE MIXTURE TRANSMISSION AND SEPARATION STATION | |
| RU2569103C2 (en) | Method and device for liquid removal from gas producing well | |
| RU2332557C1 (en) | Method for cleaning near wellbore region of injection wells | |
| RU2317407C1 (en) | Well operation method | |
| RU2303126C1 (en) | Oil field development method | |
| RU2306405C1 (en) | Cleaning method for bottomhole formation zone of injection well | |
| RU2239698C1 (en) | Method for preparing water for feeding into force wells | |
| RU2531957C1 (en) | Device for cleaning wells of tar-resin-paraffin sediments | |
| RU2440492C1 (en) | Water-intake capacity balancing method of two wells | |
| RU46808U1 (en) | UNDERGROUND WATER INJECTION SYSTEM | |
| RU126365U1 (en) | DEVICE FOR DOSING REAGENT TO WELL | |
| CN107420054B (en) | Oil well sand washing pipe column, use method thereof and oil well sand washing system | |
| RU2422620C1 (en) | Procedure for protection of centrifugal pump from deposit of salts | |
| Huang et al. | Foam-assisted liquid lift | |
| RU2725406C1 (en) | Method of bituminous oil deposit development by thermal methods | |
| RU2300623C1 (en) | Injection well head tubing | |
| RU85187U1 (en) | SYSTEM FOR THE USE OF WATERFLOWING OIL PRODUCING WELLS WHEN ORGANIZING LAYER PRESSURE MAINTENANCE ON THE INTER-WELL TRANSFER TECHNOLOGY | |
| RU2269647C1 (en) | System for formation pressure keeping |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190214 |