RU2774964C1 - Production formation bottomhole zone treatment method - Google Patents
Production formation bottomhole zone treatment method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2774964C1 RU2774964C1 RU2021134507A RU2021134507A RU2774964C1 RU 2774964 C1 RU2774964 C1 RU 2774964C1 RU 2021134507 A RU2021134507 A RU 2021134507A RU 2021134507 A RU2021134507 A RU 2021134507A RU 2774964 C1 RU2774964 C1 RU 2774964C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- bottomhole
- well
- zone
- pressure
- formation
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 47
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 title claims abstract description 45
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 19
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims abstract description 42
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims abstract description 41
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 27
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 claims abstract description 15
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims abstract description 11
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 claims abstract description 10
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 5
- 230000000875 corresponding Effects 0.000 claims abstract description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 8
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 7
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 3
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract 1
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 description 39
- 239000010442 halite Substances 0.000 description 7
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 5
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 5
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 4
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 4
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 230000000737 periodic Effects 0.000 description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 2
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 229920000265 Polyparaphenylene Polymers 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing Effects 0.000 description 1
- 238000000151 deposition Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 1
- 238000002203 pretreatment Methods 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей области, в частности к способам обработки призабойной зоны продуктивных пластов для повышения продуктивности скважин.The invention relates to the oil-producing field, in particular to methods for treating the bottomhole zone of productive formations to increase well productivity.
Отложение твердых водорастворимых солей, выпадающих из насыщенной пластовой воды, часто является большой проблемой для скважин, добывающих пластовые рассолы или обводненные углеводороды. В ходе добычи пластовых флюидов совместно с насыщенной пластовой водой соли выпадают из насыщенной пластовой воды, образуя твердую фазу, которая ухудшает свойства призабойной зоны пласта (ПЗП) и резко снижает продуктивность скважин. Таким образом, уменьшение выпадения солей в ПЗП или снижение эффекта от их выпадения является актуальной задачей. Образование твердой фазы водорастворимых солей в ПЗП почти неизбежно, так как растворимость большинства солей уменьшается с уменьшением давления и температуры. Поэтому снижение давления и температуры в ПЗП при добыче пластовых флюидов приводит к выпадению солей.The deposition of solid water-soluble salts precipitated from saturated formation water is often a big problem for wells producing formation brines or watered hydrocarbons. During the production of formation fluids, together with saturated formation water, salts precipitate from saturated formation water, forming a solid phase, which worsens the properties of the bottomhole formation zone (BHZ) and sharply reduces well productivity. Thus, reducing the precipitation of salts in the BFZ or reducing the effect of their precipitation is an urgent task. The formation of a solid phase of water-soluble salts in the BFZ is almost inevitable, since the solubility of most salts decreases with decreasing pressure and temperature. Therefore, a decrease in pressure and temperature in the BHP during the production of reservoir fluids leads to salt precipitation.
Предотвращение или, по крайней мере, снижение выпадения солей требует обработки пласта специальными химикатами - ингибиторами, которые обычно дороги, сложны в применении и, следовательно, непрактичны.Prevention or at least reduction of scaleout requires treatment of the formation with special chemicals - inhibitors, which are usually expensive, difficult to apply and, therefore, impractical.
Стандартным практическим способом восстановления продуктивности скважин, которое вызвано выпадением водорастворимых солей из пластовой воды, является периодическая обработка ПЗП пресной или низкоминерализованной водой (см., например Е.O. Chertovskikh, A.S. Lapoukhov, V.A. Kachin, A.V. Karpikov "Problems of Oil and Gas Production in the Verkhnechonskoye Oil and Gas Condensate Field Associated with Halite Depositing", SPE-166895-MS, SPE Arctic and Extreme Environments Technical Conference and Exhibition, Moscow, Russia, October 2013 (https://doi.org/10.2118/166895-MS) или A. Chirgun, A. Levanov, Y. Gordeev, A. Lazeev, A. Timchuk "A Case Study of the Verkhnechonskoye Field: Theory and Practice of Eastern Siberia Complex Reservoirs Development", SPE-189301-MS, SPE Russian Petroleum Technology Conference, Moscow, Russia, October 2017 (https://doi.org/10.2118/189301-MS)The standard practical way to restore well productivity, which is caused by the precipitation of water-soluble salts from formation water, is the periodic treatment of the bottomhole zone with fresh or low-mineralized water (see, for example, E.O. Chertovskikh, A.S. Lapoukhov, V.A. Kachin, A.V. Karpikov "Problems of Oil and Gas Production in the Verkhnechonskoye Oil and Gas Condensate Field Associated with Halite Depositing", SPE-166895-MS, SPE Arctic and Extreme Environments Technical Conference and Exhibition, Moscow, Russia, October 2013 (https://doi.org/10.2118/166895-MS ) or A. Chirgun, A. Levanov, Y. Gordeev, A. Lazeev, A. Timchuk "A Case Study of the Verkhnechonskoye Field: Theory and Practice of Eastern Siberia Complex Reservoirs Development", SPE-189301-MS, SPE Russian Petroleum Technology Conference, Moscow, Russia, October 2017 (https://doi.org/10.2118/189301-MS)
Закачиваемая вода растворяет соли, удаляет твердый осадок и таким образом восстанавливает продуктивность скважин. Однако через некоторое время соляная пробка восстанавливается и обработка ПЗП пресной водой должна быть повторена снова. Например, отложения галита обычно восстанавливаются в течение нескольких дней, и обработки ПЗП должны проводиться до 10 раз в месяц (A. Levanov, N. Ignatyev et al. "Challenges in the Development of Saline Terrigenous Reservoirs of Eastern Siberia Field", SPE-191570, SPE Russian Petroleum Technology Conference, Moscow, Russia, October 2018 (https://doi.org/l 0.2118/191570-18RPTC-MS)).The injected water dissolves salts, removes solid sediment and thus restores well productivity. However, after some time, the salt plug is restored and the treatment of the BHP with fresh water must be repeated again. For example, halite deposits usually regenerate within a few days and FFP treatments should be carried out up to 10 times per month (A. Levanov, N. Ignatyev et al. "Challenges in the Development of Saline Terrigenous Reservoirs of Eastern Siberia Field", SPE-191570 , SPE Russian Petroleum Technology Conference, Moscow, Russia, October 2018 (https://doi.org/l 0.2118/191570-18RPTC-MS)).
Каждая дополнительная обработка означает для недропользователя дополнительные затраты, состоящие из стоимости самой обработки и стоимости недобытого за время простоя скважины пластового флюида. Попытки уменьшить частоту обработок увеличением объема закачиваемой воды обычно не являются успешными, так как интенсивность выпадения галита демонстрирует слабую чувствительность к объему обработки. Объясняется это тем, что твердая фаза соли изначально содержится в самом продуктивном пласте. Когда вода закачивается в пласт, то пластовая соль растворяется и закачиваемая вода достигает уровня насыщения пластового рассола. Следовательно, при переводе скважины на отбор флюидов такой рассол ведет себя как пластовая вода и ситуация с выпадением твердой фазы соли не улучшается.Each additional treatment means additional costs for the subsoil user, consisting of the cost of the treatment itself and the cost of the formation fluid that was not produced during the downtime of the well. Attempts to reduce the frequency of treatments by increasing the volume of water injected are usually not successful, as the rate of halite deposition shows little sensitivity to the amount of treatment. This is explained by the fact that the solid phase of salt is initially contained in the most productive formation. When water is injected into the formation, the formation salt dissolves and the injected water reaches the saturation level of the formation brine. Consequently, when the well is switched to fluid extraction, such a brine behaves like formation water and the situation with the precipitation of the solid salt phase does not improve.
Технический результат, достигаемый при реализации предлагаемого изобретения, заключается в обеспечении повышения продуктивности скважины за счет повышения эффективности обработки ПЗП от выпадения осадка водорастворимых солей посредством обеспечения предварительного полного удаления водорастворимых солей в пласте около ПЗП.The technical result achieved by the implementation of the proposed invention is to increase the productivity of the well by increasing the efficiency of treatment of the bottomhole zone from the precipitation of water-soluble salts by ensuring the preliminary complete removal of water-soluble salts in the reservoir near the bottomhole zone.
Указанный технический результат достигается тем, что в соответствии с предлагаемым способом обработки призабойной зоны пласта осуществляют предварительную закачку в скважину пресной или слабоминерализованной воды объемом, обеспечивающим полное растворение твердой соли в призабойной зоне пласта и в области, прилегающей к призабойной зоне. Пускают скважину в работу и осуществляют добычу пластовых флюидов, при этом в процессе добычи контролируют забойное давление и дебит скважины, по снижению которых судят о формировании соляной пробки в результате выпадения солей в призабойной зоне пласта. По меньшей мере один раз при снижении забойного давления до порогового значения, равного минимально возможному давлению эксплуатации скважины с электро-центробежным насосом, проводят стандартную обработку призабойной зоны пласта путем закачки в скважину пресной или слабоминерализованной воды, обеспечивающей восстановление дебита скважины до уровня, соответствующего дебиту скважины до начала выпадения солей в призабойной зоне пласта.This technical result is achieved by the fact that, in accordance with the proposed method of processing the bottomhole formation zone, fresh or low-mineralized water is pre-injected into the well in a volume that ensures complete dissolution of solid salt in the bottomhole formation zone and in the area adjacent to the bottomhole zone. The well is put into operation and reservoir fluids are produced, while in the production process the bottomhole pressure and well flow rate are controlled, the decrease of which is used to judge the formation of a salt plug as a result of salt precipitation in the bottomhole formation zone. At least once, when the bottomhole pressure drops to a threshold value equal to the minimum possible operating pressure of the well with an electric centrifugal pump, a standard treatment of the bottomhole formation zone is carried out by pumping fresh or low-mineralized water into the well, ensuring the restoration of the well flow rate to a level corresponding to the well flow rate before the start of salt precipitation in the bottomhole formation zone.
Предпочтительно радиус прилегающей к призабойной зоне области пласта, в которой обеспечивают полное растворение твердой соли, не менее чем в 1,5 раза превышает радиус зоны вокруг скважины, в которой давление составляет меньше 0,75 от среднего давления по пласту.Preferably, the radius of the formation area adjacent to the bottomhole zone, in which complete dissolution of solid salt is ensured, is at least 1.5 times the radius of the zone around the well, in which the pressure is less than 0.75 of the average formation pressure.
В соответствии с одним из вариантов осуществления изобретения забойное давление в скважине в процессе добычи контролируют путем его пересчета через давление с датчика на приеме электро-центробежного насоса.In accordance with one of the embodiments of the invention, the bottomhole pressure in the well during the production process is controlled by recalculating it through the pressure from the sensor at the intake of the electric centrifugal pump.
В соответствии с другим вариантом осуществления изобретения забойное давление в скважине в процессе добычи контролируют путем его пересчета по значениям динамического уровня жидкости в скважине.In accordance with another embodiment of the invention, the bottomhole pressure in the well during production is controlled by recalculating it from the values of the dynamic level of the liquid in the well.
В соответствии с еще одним вариантом осуществления изобретения забойное давление в скважине в процессе добычи контролируют путем его непосредственного измерения.In accordance with another embodiment of the invention, the bottomhole pressure in the well during production is controlled by directly measuring it.
Изобретение иллюстрируется чертежом, где на Фиг. 1 показана динамика изменения забойного давления (кривая 1) и дебита жидкости (кривая 2) для типичной скважины, осложненной отложениями галита.The invention is illustrated in the drawing, where in Fig. Figure 1 shows the dynamics of bottom hole pressure (curve 1) and fluid flow rate (curve 2) for a typical well, complicated by halite deposits.
Низкая эффективность стандартных обработок ПЗП пресной или слабоминерализованной водой вызвана растворением солей, изначально присутствующих в продуктивном пласте. Предлагаемый способ обработки ПЗП основан на полном предварительном удалении твердой фазы солей, которая изначально была в пласте около ПЗП. Объем этой начальной обработки определяют исходя из полного растворения соли не только в ПЗП, где выпадает соль во время добычи, но также и в прилегающей к ПЗП области на некотором расстоянии внутри пласта. Объем такой предварительной обработки должен быть в несколько раз больше, чем последующие стандартные обработки.The low efficiency of standard BHP treatments with fresh or brackish water is caused by the dissolution of salts that were originally present in the reservoir. The proposed method for treating the BFZ is based on the complete preliminary removal of the solid phase of salts, which was originally in the formation near the BFZ. The volume of this initial treatment is determined based on the complete dissolution of the salt, not only in the BHZ, where salt precipitates during production, but also in the area adjacent to the BHZ at some distance within the reservoir. The volume of such pre-treatment should be several times larger than subsequent standard treatments.
В соответствии с предлагаемым способом обработки призабойной зоны продуктивного пласта осуществляют закачку в скважину пресной или слабоминерализованной воды (воды с минерализацией до 80-100 мг/л) для обеспечения предварительной промывки призабойной зоны пласта. Объем закачки подбирают таким образом, чтобы обеспечивалось полное растворение твердой соли в ПЗП и в области, прилегающей к ПЗП. Точный размер области вокруг скважины, которую следует подвергнуть обработке, и, соответственно, объем закачки определяют, например, с помощью расчетов на гидродинамической модели пласта. Поскольку основное выпадение солей происходит в зоне вокруг скважины, где давление опускается ниже 0,75 от среднего давления по пласту, то предпочтительной является обработка области пласта вокруг скважины, размер (радиус) которой не менее чем в 1,5 раза превышает размер (радиус) зоны, с давлением ниже 0,75 от среднего давления по пласту; с одной стороны, такой размер обрабатываемой области будет достаточным для гарантированной отмывки ПЗП и прилегающих областей, а с другой стороны, не приведет к избыточному увеличению объемов закачки и, соответственно, ухудшению экономической эффективности процесса обработки.In accordance with the proposed method for treating the bottomhole zone of a productive formation, fresh or low-mineralized water (water with salinity up to 80-100 mg/l) is injected into the well to ensure preliminary flushing of the bottomhole formation zone. The injection volume is selected in such a way as to ensure complete dissolution of solid salt in the BFZ and in the area adjacent to the BFZ. The exact size of the area around the well to be treated, and therefore the volume of injection, is determined, for example, by calculations on a hydrodynamic reservoir model. Since the main precipitation of salts occurs in the zone around the well, where the pressure drops below 0.75 of the average pressure in the reservoir, it is preferable to treat the reservoir area around the well, the size (radius) of which is at least 1.5 times the size (radius) zones with pressure below 0.75 of the average reservoir pressure; on the one hand, such a size of the treated area will be sufficient for guaranteed cleaning of the BHP and adjacent areas, and on the other hand, it will not lead to an excessive increase in injection volumes and, accordingly, a deterioration in the economic efficiency of the treatment process.
Пускают скважину в работу и осуществляют добычу до снижения продуктивности, вызванного образованием соляной пробки. В процессе работы контролируют забойное давление, например, через пересчет давления с датчика на приеме электро-центробежного насоса (ЭЦН), или через пересчет по значениям динамического уровня жидкости в скважине (см., например, Мищенко И.Т. Расчеты в добыче нефти. - Москва, «Недра», 1989 г., гл. 4, стр. 109-121), либо, если позволяет конструкция скважины, путем его непосредственного измерения, и об образовании соляной пробки судят по снижению забойного давления, сопровождающемуся снижением дебита по жидкости, до порогового значения, равного минимально возможному давлению эксплуатации скважины с ЭЦН; при этом типичное время работы скважины до образования пробки в 2-4 раза больше, чем без предварительной закачки.The well is put into production and production is carried out until the productivity decline caused by the formation of a salt plug. In the course of operation, the bottomhole pressure is controlled, for example, by recalculating the pressure from the sensor at the intake of the electric centrifugal pump (ESP), or by recalculating the values of the dynamic fluid level in the well (see, for example, Mishchenko I.T. Calculations in oil production. - Moscow, "Nedra", 1989, ch. 4, pp. 109-121), or, if the design of the well allows, by directly measuring it, and the formation of a salt plug is judged by a decrease in bottomhole pressure, accompanied by a decrease in liquid flow rate , up to a threshold value equal to the minimum possible operating pressure of a well with ESP; at the same time, the typical well operation time before plugging is 2-4 times longer than without pre-injection.
По меньшей мере один раз после образования соляной пробки проводят стандартную обработку ПЗП путем закачки в скважину пресной или слабоминерализованной водой для восстановления продуктивности до прежнего уровня. Объем закачки оценивают исходя из объема той части ПЗП, которую рассчитывают промыть при обработке. Обработка признается успешной, если значения дебита скважины возвращаются к значениям, которые наблюдались на момент начала засоления ПЗП.At least once after the formation of a salt plug, a standard BHP treatment is carried out by pumping fresh or low-mineralized water into the well to restore productivity to the previous level. The injection volume is estimated based on the volume of that part of the BHP, which is expected to be flushed during treatment. The treatment is recognized as successful if the values of the well flow rate return to the values that were observed at the time of the beginning of the salinization of the BFZ.
Стандартную обработку повторяют до тех пор, пока эксплуатация скважины не становится нерентабельной, т.е. до того момента, когда расходы на эксплуатацию скважины начинают превышать стоимость добытого углеводородного сырья.The standard treatment is repeated until the operation of the well becomes unprofitable, i.e. until the moment when the costs of operating the well begin to exceed the cost of the extracted hydrocarbon raw materials.
Далее в качестве примера предлагаемый способ проиллюстрирован посредством расчетов на гидродинамической модели пласта. Для расчетов использована модель пласта, основанная на реальной пластовой модели месторождения восточной Сибири и настроенная на промысловые данные. Рассмотрена добыча из пласта мощностью около 10 м, обводненность ~50%, дебит по жидкости в момент восстановления продуктивности обработкой - 50 м3/сут. Как видно на Фиг. 1, при эксплуатации скважины постепенно падают и дебит по жидкости, и забойное давление, так как выпадение солей в призабойной зоне приводит к снижению продуктивности. Для восстановления продуктивности осуществляют периодические промывки небольшими объемами пресной воды 50-200 м3, в результате чего удается временно восстанавливать продуктивность скважины до прежнего уровня.Further, as an example, the proposed method is illustrated by calculations on a reservoir hydrodynamic model. For calculations, a reservoir model based on a real reservoir model of a field in Eastern Siberia and tuned to field data was used. Considered production from a reservoir with a thickness of about 10 m, water cut ~50%, fluid flow rate at the time of restoration of productivity by processing - 50 m 3 /day. As seen in FIG. 1, during the operation of the well, both the fluid flow rate and the bottomhole pressure gradually fall, since the precipitation of salts in the bottomhole zone leads to a decrease in productivity. To restore productivity, periodic washings are carried out with small volumes of fresh water 50-200 m 3 , as a result of which it is possible to temporarily restore the productivity of the well to its previous level.
Было проведено два расчета. Первый расчет воспроизводит стандартную последовательность промывок, аналогичную изображенной на Фиг. 1 - чередование нескольких периодов добычи из скважины, сопровождающихся кольматацией призабойной зоны выпадающим галитом, и малообъемных обработок призабойной зоны пресной водой для растворения галита и восстановления продуктивности скважины. В процессе добычи осуществляют измерения забойного давления и при снижении забойного давления на забое скважины до давления, ниже которого невозможна устойчивая эксплуатация скважины с ЭЦН, равного в рассматриваемом случае 50 бар, проводят стандартную обработку путем промывки небольшими объемами пресной воды. Результаты расчета, приведенные в Таблице 1, показывают, как зависит от объема закачанной во время стандартной обработки воды время работы скважины после восстановления продуктивности и до очередного снижения забойного давления скважины ниже порогового значения, суммарный объем нефти, добытый за этот период, и объем добытой нефти на кубометр закачанной воды.Two calculations were carried out. The first calculation reproduces a standard washes sequence similar to that shown in FIG. 1 - alternation of several periods of production from the well, accompanied by clogging of the bottomhole zone with precipitated halite, and low-volume treatments of the bottomhole zone with fresh water to dissolve the halite and restore the productivity of the well. In the process of production, bottomhole pressure measurements are carried out and when the bottomhole pressure at the bottomhole of the well decreases to a pressure below which stable operation of the well with ESP, equal in this case to 50 bar, is impossible, standard treatment is carried out by flushing with small volumes of fresh water. The results of the calculation shown in Table 1 show how the total volume of oil produced during this period and the volume of oil produced depends on the volume of water injected during standard water treatment per cubic meter of injected water.
Как видно из Таблицы 1, даже 40-кратное увеличение объемов закачиваемой воды (с 5 м3 до 200 м3) не дает значимого увеличения интервала продуктивной работы скважины, что вполне согласуется с результатами промысловых экспериментов, проводившихся на месторождениях Восточной Сибири.As can be seen from Table 1, even a 40-fold increase in the volume of injected water (from 5 m 3 to 200 m 3 ) does not give a significant increase in the interval of productive operation of the well, which is quite consistent with the results of field experiments conducted at the fields of Eastern Siberia.
Второй расчет реализует сценарий, соответствующий предлагаемому способу обработки ПЗП. Сначала осуществляют закачку в скважину пресной воды для обеспечения рассоления (полного растворения твердой соли) ПЗП и области пласта, прилегающей к ПЗП. Исходя из численного анализа модели пласта радиальный размер области вокруг скважины, в котором необходимо было обеспечить рассоление, был определен равным 20 м с объемом закачки, обеспечивающим рассоление пласта в этой области, равным 1000 м3. После предварительной промывки ПЗП и прилегающей области была рассмотрена работа скважины по схеме аналогичной первому расчету - чередование периодов продуктивной работы скважины, сопровождающихся измерениями забойного давления на забое скважины, и, при снижении забойного давления ниже порогового значения, малообъемных закачек пресной воды для устранения последствий кольматации призабойной зоны скважины галитом. Результаты расчетов представлены в Таблице 2.The second calculation implements the scenario corresponding to the proposed method for processing the PPP. First, fresh water is injected into the well to ensure desalinization (complete dissolution of solid salt) of the bottomhole zone and the formation area adjacent to the bottomhole zone. Based on the numerical analysis of the reservoir model, the radial size of the area around the well, in which it was necessary to provide desalinization, was determined to be 20 m with an injection volume providing desalinization of the reservoir in this area equal to 1000 m 3 . After pre-flushing of the bottomhole zone and the adjacent area, the operation of the well was considered according to a scheme similar to the first calculation - the alternation of periods of productive operation of the well, accompanied by measurements of the bottom hole pressure at the bottom hole, and, when the bottom hole pressure drops below the threshold value, small-volume fresh water injections to eliminate the consequences of clogging of the bottom hole well zones with halite. The calculation results are presented in Table 2.
Из сравнения результатов представленных в Таблицах 1 и 2 видно, что осуществление предварительной промывки призабойной зоны пласта посредством закачки в выбранную скважину пресной или слабоминерализованной воды, объем которой обеспечивает полное растворение содержащейся в пласте твердой соли на заданном расстоянии от скважины, позволяет значительно увеличить объем добываемой нефти и длительность межремонтного периода работы скважины (почти в 2 раза при объеме обработки в 200 м3) по сравнению со стандартным подходом, используемым в настоящее время.From a comparison of the results presented in Tables 1 and 2, it can be seen that the implementation of preliminary flushing of the bottomhole formation zone by pumping fresh or low-mineralized water into the selected well, the volume of which ensures complete dissolution of the solid salt contained in the formation at a given distance from the well, can significantly increase the volume of oil produced and the duration of the overhaul period of the well (almost 2 times with a treatment volume of 200 m 3 ) compared with the standard approach currently used.
Claims (8)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2774964C1 true RU2774964C1 (en) | 2022-06-24 |
Family
ID=
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2139987C1 (en) * | 1998-03-17 | 1999-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти "ТатНИПИнефть" | Method for treating bottom-hole zone of bed |
| RU2484238C1 (en) * | 2012-02-16 | 2013-06-10 | ООО "РН-УфаНИПИнефть" | Method for preventing deposits of non-organic salts |
| RU2538549C1 (en) * | 2013-06-07 | 2015-01-10 | Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть" | Method for improvement of permeability of saline low-permeability oil formation |
| US9284828B2 (en) * | 2012-04-12 | 2016-03-15 | Alexander Petrovich Linetskiy | Method for increasing hydrocarbon extraction and for ensuring the continuous operation of wells |
| CN113090235A (en) * | 2020-01-08 | 2021-07-09 | 中国石油天然气股份有限公司 | Oil extraction method for salt-containing oil well |
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2139987C1 (en) * | 1998-03-17 | 1999-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти "ТатНИПИнефть" | Method for treating bottom-hole zone of bed |
| RU2484238C1 (en) * | 2012-02-16 | 2013-06-10 | ООО "РН-УфаНИПИнефть" | Method for preventing deposits of non-organic salts |
| US9284828B2 (en) * | 2012-04-12 | 2016-03-15 | Alexander Petrovich Linetskiy | Method for increasing hydrocarbon extraction and for ensuring the continuous operation of wells |
| RU2538549C1 (en) * | 2013-06-07 | 2015-01-10 | Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть" | Method for improvement of permeability of saline low-permeability oil formation |
| CN113090235A (en) * | 2020-01-08 | 2021-07-09 | 中国石油天然气股份有限公司 | Oil extraction method for salt-containing oil well |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7559373B2 (en) | Process for fracturing a subterranean formation | |
| US6196314B1 (en) | Insoluble salt control system and method | |
| RU2312211C1 (en) | Method for well bottom zone treatment | |
| Chang et al. | The use of oil-soluble polymers to enhance oil recovery in hard to recover hydrocarbons reserves | |
| RU2304710C1 (en) | Well bottom zone treatment process | |
| RU2774964C1 (en) | Production formation bottomhole zone treatment method | |
| RU2012114259A (en) | METHOD FOR INCREASING OIL, GAS CONDENSATES AND GAS PRODUCTION FROM DEPOSITS AND ENSURING UNINTERRUPTED OPERATION OF PRODUCING AND EXPRESSIVE WELLS | |
| RU2531985C1 (en) | Processing of flooded horizontal well working of carbonate fractured porous reservoir | |
| RU2490437C1 (en) | Procedure for development of hydrocarbon deposit | |
| WO2020013732A1 (en) | Method of combined action on a formation | |
| RU2579093C1 (en) | Method for repeated hydraulic fracturing | |
| RU2708924C1 (en) | Method of increasing oil recovery of carbonate oil formation with recovery of formation pressure | |
| RU2097538C1 (en) | Method of reducing loss of flooding agent and method of secondary extraction of hydrocarbons | |
| RU2612693C1 (en) | Method to reduce water inflow in production wells without lifting of downhole pumping equipment | |
| US11352867B2 (en) | Enhanced hydrocarbon recovery with electric current | |
| RU2394980C1 (en) | Procedure for development of oil deposit | |
| RU2790071C1 (en) | Well treatment method | |
| SU1730439A1 (en) | Method of operating geothermal circulation systems | |
| RU2657589C1 (en) | Method for developing the oil deposit | |
| RU2299979C2 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2150578C1 (en) | Method of development of lithologically screened oil saturated lenses by one well | |
| RU2757456C1 (en) | Method for processing the bottom-hole zone of a productive layer saturated with hydrocarbons with residual highly mineralised pore water | |
| RU2494237C1 (en) | Development method of oil deposit by water-flooding | |
| RU2538549C1 (en) | Method for improvement of permeability of saline low-permeability oil formation | |
| RU2334086C1 (en) | Method of oil pool development |