RU2015313C1 - Method for treatment of bottom-hole formation zone - Google Patents
Method for treatment of bottom-hole formation zone Download PDFInfo
- Publication number
- RU2015313C1 RU2015313C1 SU5012379A RU2015313C1 RU 2015313 C1 RU2015313 C1 RU 2015313C1 SU 5012379 A SU5012379 A SU 5012379A RU 2015313 C1 RU2015313 C1 RU 2015313C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- filler
- cracks
- size
- fraction
- fractions
- Prior art date
Links
Landscapes
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны продуктивных пластов для повышения дебита скважин. The invention relates to the oil and gas industry, in particular to methods for processing bottom-hole zones of productive formations to increase the flow rate of wells.
Известны способы обработки призабойной зоны продуктивных пластов [1 и 2] посредством кольматации естественных или искусственно созданных трещин в прискважинной зоне твердым гранулированным материалом в виде песка. Этим достигается сохранение поперечных размеров трещин в условиях депрессии при вызове притока или эксплуатации скважин. Однако в трещинах сохраняется плотная укладка частиц, которая, хотя и обеспечивает более высокую проницаемость стенок скважины по сравнению с проницаемостью до обработки призабойной зоны, все-таки значительно затрудняет движение пластовых флюидов по сравнению с движением их по раскрытым трещинам, свободным от наполнителя. Known methods for treating the bottom-hole zone of productive strata [1 and 2] by clogging natural or artificially created cracks in the near-well zone with solid granular material in the form of sand. This ensures the preservation of the transverse dimensions of the cracks in conditions of depression when causing the influx or operation of wells. However, dense particle packing is maintained in the cracks, which, although it provides a higher permeability of the borehole walls as compared with the permeability to the treatment of the bottom hole zone, nevertheless significantly complicates the movement of reservoir fluids compared to their movement through open fractures that are free of filler.
Наиболее близким техническим решением является способ обработки призойбойной зоны [3], в котором вскрытие продуктивного пласта производят с применением жидкости, содержащей гранулированный наполнитель из нескольких фракций, причем содержание каждой фракции определяется из соотношения
Vi= 
Ki= 
причем размеры частиц наполнителя каждой последующей фракции составляют 0,155-0,225 от размера предыдущей, а размер конечной фракции 13,3-19,3 от среднего размера частиц суспензии скважинной жидкости.The closest technical solution is the method of processing the near-face zone [3], in which the opening of the reservoir is performed using a fluid containing granular filler from several fractions, the content of each fraction being determined from the ratio
V i =
K i =
moreover, the particle size of the filler of each subsequent fraction is 0.155-0.225 of the size of the previous one, and the size of the final fraction of 13.3-19.3 of the average particle size of the suspension of the well fluid.
Наполнитель этого рода по мере поступления в пласт формируется в малопроницаемый тампон непосредственно в каналах пород. Данное свойство способствует ликвидации поглощений промывочной жидкости в процессе бурения, но по отношению к продуктивному пласту приводит к резкому ухудшению коллекторских свойств пород. A filler of this kind, as it enters the formation, is formed into a low-permeable swab directly in the rock channels. This property helps to eliminate the absorption of drilling fluid during drilling, but with respect to the reservoir it leads to a sharp deterioration in the reservoir properties of the rocks.
Целью изобретения является улучшение коллекторских свойств продуктивных пластов за счет удержания трещин в условиях депрессии в раскрытом и по большей части свободном от наполнителя состоянии. The aim of the invention is to improve the reservoir properties of reservoirs by retaining cracks in conditions of depression in the open and for the most part free from filler state.
Поставленная цель достигается тем, что в известном способе после вскрытия продуктивного пласта трещины кольматируют с применением первой фракции наполнителя из инертного материала, последующих фракций из материалов, растворяющихся при взаимодействии с реагентами, призабойную зону пласта обрабатывают посредством задавливания в трещины реагентов, растворяющих мелкие фракции наполнителя, в течение времени стабилизации приемистости при давлении, на 30% меньшем наибольшего давления Рк, развиваемого при кольматации этих трещин, давление повышают до значения на 15% ниже давления Рк и выдерживают его в течение времени стабилизации приемистости, затем декольматируют трещины в условиях депрессии.This goal is achieved by the fact that in the known method, after opening the reservoir, the cracks are clogged using the first filler fraction from an inert material, subsequent fractions from materials that dissolve when interacting with reagents, the bottom-hole zone of the formation is treated by crushing reagents dissolving small fractions of the filler into the cracks, during the time of stabilization of the injectivity at a pressure 30% less than the highest pressure P k developed during the mudding of these cracks, the pressure increase to a value of 15% below the pressure P to and maintain it during the time of stabilization of the injectivity, then decolmatize the cracks in conditions of depression.
Сопоставительный анализ заявляемого решения с прототипом показывает, что предлагаемый способ отличается от известного тем, что после вскрытия продуктивного пласта трещины кольматируют наполнителем, в котором первая наиболее крупная фракция представлена инертным материалом при взаимодействии с реагентами. Отличие также состоит в том, что после кольматации в технологически обоснованный период времени, производя задавливание в трещины агента, взаимодействующего с мелкими частицами наполнителя, давление выдерживают не более 30% наибольшего давления Рк, развиваемого при кольматации, а длительность операции ограничивают временем стабилизации приемистости; давление повышают до величины на 15% ниже давления Рк и выдерживают его также в течение времени стабилизации приемистости. В заключительной стадии обработки призабойной зоны трещины декольматируют в условиях депрессии. Таким образом, заявляемый способ соответствует критерию изобретения "новизна".A comparative analysis of the proposed solution with the prototype shows that the proposed method differs from the known one in that after opening the reservoir, the cracks are clogged with filler, in which the first largest fraction is represented by an inert material when interacting with reagents. The difference also lies in the fact that after colmatization in a technologically justified period of time, by crushing an agent interacting with small particles of filler into cracks, the pressure can withstand no more than 30% of the highest pressure P k developed during colmatization, and the duration of the operation is limited by the time of stabilization of the injectivity; the pressure is increased to a value of 15% below the pressure P to and maintain it also during the time of stabilization of the throttle response. In the final stage of the treatment of the bottom-hole zone, the cracks are decolmated under conditions of depression. Thus, the claimed method meets the criteria of the invention of "novelty."
Известны технические решения (1-3), в которых удержание трещин в раскрытом состоянии достигается уплотнением частиц по всему объему самих трещин. Однако этим не обеспечивается многократное увеличение притоков пластовых флюидов из-за наличия тех же частиц в плотной упаковке на пути движения пластовых флюидов. Таким образом, в указанных способах не предусматривается освобождение трещин в большей части от наполнителя при условии сохранения ранее достигнутой раскрытости, что выполняется заявляемым техническим решением. Это позволяет сделать вывод о его соответствии критерию "существенные отличия". Known technical solutions (1-3), in which the retention of cracks in the open state is achieved by compaction of particles throughout the volume of the cracks themselves. However, this does not provide a multiple increase in the inflow of formation fluids due to the presence of the same particles in tight packing along the path of movement of the formation fluids. Thus, these methods do not provide for the release of cracks in most of the filler, provided that the previously achieved openness is maintained, which is performed by the claimed technical solution. This allows us to conclude that it meets the criterion of "significant differences".
Освобождение трещин в большей части от наполнителя с сохранением их поперечных размеров позволяет снизить сопротивление движению пластовых флюидов и за счет этого расширить область глубокой депрессии по пласту, а следовательно, интенсифицировать приток пластовых флюидов. The release of cracks for the most part from the filler, while maintaining their transverse dimensions, reduces the resistance to movement of reservoir fluids and thereby expand the area of deep depression in the reservoir, and therefore, intensify the flow of reservoir fluids.
Предлагаемый способ обработки призабойной зоны осуществляют следующим образом. The proposed method for processing the bottom-hole zone is as follows.
После вскрытия трещинного коллектора в интервале 2300-2350 м производят замену на этом участке промывочной жидкости на тампонажную смесь в объеме 1 м3, представленную глинистым раствором и наполнителем, количество которого Vн по объему составляет 30% объема смеси, т.е.After opening the fracture reservoir in the interval 2300-2350 m, the washing fluid is replaced in this section with a grouting mixture in a volume of 1 m 3 , represented by a clay solution and a filler, the amount of which V n by volume is 30% of the volume of the mixture, i.e.
Vн=0,3 м3.V n = 0.3 m 3 .
С учетом раскрытости каналов в пределах 10 мм размер частиц крупной фракции (размер первого порядка) принимают равным 2-3 мм. Размер частиц второго порядка d2 определяют из соотношения
d2=(0,155-0,225)d1.Given the openness of the channels within 10 mm, the particle size of the coarse fraction (first-order size) is taken to be 2-3 mm. The particle size of the second order d 2 is determined from the ratio
d 2 = (0.155-0.225) d 1 .
Поскольку в объеме первой фракции наполнителя преобладают крупные частицы 2,5-3 мм, то для обеспечения плотной укладки частиц размером d2среди частиц d1 принято соотношение
d2=0,225d1, тогда d2=0,225(2,5-3)=0,56-0,68 мм.Since large particles of 2.5-3 mm predominate in the volume of the first fraction of the filler, to ensure a dense packing of particles of size d 2 among particles d 1 , the ratio
d 2 = 0.225d 1 , then d 2 = 0.225 (2.5-3) = 0.56-0.68 mm.
С учетом имеющихся сит размер частиц второго порядка принимают равным 0,54-0,75 мм. Taking into account the available sieves, the particle size of the second order is taken equal to 0.54-0.75 mm.
Размер частиц 3-го порядка по приведенным соотношениям
d3=0,225d2=0,225(0,54-0,75)=0,12-0,17 мм.3rd-order particle size according to the given relations
d 3 = 0.225 d 2 = 0.225 (0.54-0.75) = 0.12-0.17 mm.
С учетом имеющихся сит размер частиц 3-го порядка принимают равным 0,12-0,20 мм. Taking into account the available sieves, the particle size of the 3rd order is taken equal to 0.12-0.20 mm.
Размер частиц 4-го порядка по аналогии определяют по формуле
d4=0,225(0,12-0,20)=0,027-0,045 мм.The particle size of the 4th order by analogy is determined by the formula
d 4 = 0.225 (0.12-0.20) = 0.027-0.045 mm.
С учетом имеющихся сит размер частиц 4-го порядка принимают равным 0,06 мм и менее. Taking into account the available sieves, the particle size of the fourth order is taken to be 0.06 mm or less.
Размер частиц последнего порядка dп определяют по формуле
dп=(13,3-19,2).dс, где dc - преобладающий размер частиц в растворе носителе, равный 0,003 мм. Тогда
dп=(13,3-19,2).0,003=0,04-0,06 мм,
что соответствует размеру частиц четвертого порядка.The particle size of the last order d p is determined by the formula
d p = (13.3-19.2) . d c , where d c is the predominant particle size in the carrier solution of 0.003 mm. Then
d p = (13.3-19.2) . 0.003 = 0.04-0.06 mm,
which corresponds to the size of particles of the fourth order.
Таким образом, наполнитель представляет собой смесь частиц четырех фракций размером d1= 2-3 мм, d2=0,54-0,75 мм, d3=0,12-0,20 мм, d4=0,06 мм и менее.Thus, the filler is a mixture of particles of four fractions of size d 1 = 2-3 mm, d 2 = 0.54-0.75 mm, d 3 = 0.12-0.20 mm, d 4 = 0.06 mm and less.
Объем каждой фракции наполнителя определяют по формуле
Vi= 
V i =
Для частиц первого порядка с учетом значения Кi=0,775 находят
V1= 
V2= 
V3= 
V4= 
V 1 =
V 2 =
V 3 =
V 4 =
Поскольку Vн=0,3 м3, то количество наполнителя по фракциям составляет
V1=0,609x0,3=0,183 м3,
V2=0,177x0,3=0,053 м3,
V3=0,122x0,3=0,037 м3,
V4= 0,093x0,3=0,028 м3.Since V n = 0.3 m 3 , the amount of filler in fractions is
V 1 = 0.609x0.3 = 0.183 m 3 ,
V 2 = 0.177x0.3 = 0.053 m 3 ,
V 3 = 0.122x0.3 = 0.037 m 3 ,
V 4 = 0,093x0,3 = 0,028 m 3 .
В качестве фракции размером первого порядка принято песок, а фракций размером последующих порядков - угольный шлак (зольного ряда), растворяющийся на 50-70% при взаимодействии с соляной кислотой. Sand is used as a fraction of the first order size, and coal slag (ash series), which dissolves by 50-70% upon interaction with hydrochloric acid, is accepted as fractions of the size of subsequent orders.
Трещины кольматируют, периодически повышая забойное давление Рк до 35,5 МПа.Cracks clog, periodically increasing the bottomhole pressure P to up to 35.5 MPa.
По достижении проектной глубины скважину крепят эксплуатационной колонной. После ожидания затвердевания цементного раствора (ОЗЦ) колонну перфорируют против продуктивного пласта, производят задавливание в трещины соляной кислоты. При этом выполняют требование повышения давления не более максимального давления Рк, развиваемого при кольматации этих трещин. Требование обосновано стремлением не допустить выталкивания всего наполнителя вглубь пласта под воздействием повышенного давления по сравнению с давлением Рк, а следовательно, избежать смыкания трещин в условиях депрессии. Требование соблюдается, если реализуется запас в пределах 15-30%, предусмотренный техническими правилами ведения буровых работ [4], а также принятыми в бурении и подтвержденными практикой коэффициентами запаса [5].Upon reaching the design depth, the well is fixed with a production casing. After waiting for the hardening of the cement slurry (OZZ), the column is perforated against the reservoir, crushing into hydrochloric acid cracks is performed. In this case, the requirement of increasing the pressure is not more than the maximum pressure P to developed during the colmatation of these cracks. The requirement is justified by the desire to prevent the entire filler from being pushed deep into the reservoir under the influence of increased pressure compared to the pressure P k , and therefore, to avoid the closure of cracks in conditions of depression. The requirement is met if the stock is sold within 15-30%, provided for by the technical rules for drilling operations [4], as well as safety factors adopted in drilling and confirmed by practice [5].
Таким образом, кислоту задавливают первоначально под давлением на забое 24,8 МПа, что на 30% меньше наибольшего давления Рк, развиваемого при кольматации трещин. После стабилизации приемистости на уровне 10 м3/ч забойное давление повышают до 30,2 МПа, что на 15% меньше давления Рк. После стабилизации приемистости на уровне 24 м3/ч задавливание соляной кислоты прекращают.Thus, the acid is initially crushed under the pressure at the bottom of 24.8 MPa, which is 30% less than the highest pressure P k developed during the cracking. After stabilization of the injectivity at the level of 10 m 3 / h, the bottomhole pressure is increased to 30.2 MPa, which is 15% less than the pressure P to . After stabilization of the injectivity at the level of 24 m 3 / h, the crushing of hydrochloric acid is stopped.
Ступенчатость в величинах давления (первоначально 24,8, затем 30,2 МПа) при обработке трещин реагентами, активно взаимодействующими с мелкими фракциями наполнителя, необходима для обеспечения более равномерного продвижения этих реагентов по закольматированным трещинам. Эффективность данного приема подтверждается экспериментально. The steppedness in pressure values (initially 24.8, then 30.2 MPa) when treating cracks with reagents actively interacting with small fractions of the filler is necessary to ensure a more uniform movement of these reagents along the colded cracks. The effectiveness of this technique is confirmed experimentally.
На последнем этапе работ уровень жидкости в скважине снижают до глубины 1000 м, вызывая почти полную декольматацию трещин и приток нефти из пласта. At the last stage of the work, the liquid level in the well is reduced to a depth of 1000 m, causing almost complete decolmation of the cracks and the influx of oil from the reservoir.
Предлагаемый способ может быть использован при вызове и интенсификации притоков пластовых флюидов (газа, нефти, воды) из коллекторов всех видов (трещинных, трещинно-пористых, гранулярных, в том числе малопроницаемых) в поисковых, разведочных и эксплуатационных скважинах. The proposed method can be used to call and intensify the inflow of formation fluids (gas, oil, water) from reservoirs of all types (fractured, fractured-porous, granular, including low permeability) in exploratory, exploratory and production wells.
Экономическая эффективность предлагаемого способа обеспечивается повышением производительности (дебита) скважин. The economic efficiency of the proposed method is provided by increasing the productivity (flow rate) of wells.
Claims (1)
Vi=
где i - номер фракции в порядке убывания по размерам;
n - число фракций;
Vн - общее число наполнителя;
Ki = 0,775 для первой наиболее крупной по размеру фракции;
Ki=
отличающийся тем, что в качестве наполнителя расклинивающего агента первой наиболее крупной фракции используют наполнитель из инертного материала, последующих мелких фракций - наполнитель из материалов, растворяющихся при взаимодействии с реагентами, которые задавливают в трещины после закачки в них расклинивающего агента, причем реагент, растворяющий мелкие фракции наполнителя, закачивают в течение времени стабилизации приемистости при давлении, на 30% меньшем наибольшего давления, развиваемого при кольматации этих трещин, затем давление закачки реагента повышают до значения на 15% ниже давления, развиваемого при кольматации трещин, и выдерживают его в течение времени стабилизации приемистости, после чего осуществляют декольматацию трещин путем создания депрессии.METHOD OF TREATING THE BOTTOM ZONE OF LAYERS IN WELLS by feeding proppant with filler into the cracks, the first largest fraction of which has a size of 0.1 - 0.3 of the crack width, the subsequent small fractions of 0.155 - 0.225 of the previous size and the final - 13.3 - 19 , 3 from the average particle size of the suspension of the well fluid when determining the amount of filler in each fraction according to the formula
V i =
where i is the fraction number in descending order of size;
n is the number of fractions;
V n - the total number of filler;
K i = 0.775 for the first largest fraction in size;
K i =
characterized in that as a filler of a proppant of the first largest fraction, a filler of inert material is used, subsequent fine fractions are filler of materials that dissolve when interacting with reagents, which crush into cracks after pumping proppant into them, moreover, a reagent dissolving small fractions filler, injected during the time of stabilization of the injectivity at a pressure 30% less than the maximum pressure developed during the mudding of these cracks, then The reagent injection rate is increased to a value 15% lower than the pressure developed during the cracking of the cracks, and they are maintained during the stabilization time of the injectivity, after which cracks are resolved by creating depression.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU5012379 RU2015313C1 (en) | 1991-07-18 | 1991-07-18 | Method for treatment of bottom-hole formation zone |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU5012379 RU2015313C1 (en) | 1991-07-18 | 1991-07-18 | Method for treatment of bottom-hole formation zone |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2015313C1 true RU2015313C1 (en) | 1994-06-30 |
Family
ID=21589436
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU5012379 RU2015313C1 (en) | 1991-07-18 | 1991-07-18 | Method for treatment of bottom-hole formation zone |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2015313C1 (en) |
-
1991
- 1991-07-18 RU SU5012379 patent/RU2015313C1/en active
Non-Patent Citations (5)
| Title |
|---|
| 1. Щуров В.И. Техника и технология добычи нефти. М.: Недра, 1983, с.154. * |
| 2. Справочное руководство по проектированию, разработке и эксплуатации нефтяных месторождений. М.: Недра, 1983, с.333. * |
| 3. Авторское свидетельство СССР N 1714082, кл. E 21B 33/13, 1988. * |
| 4. Единые технические правила ведения работ при строительстве скважин на нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождениях. М.: ВНИИБТ, 1983, с.34. * |
| 5. Соловьев Е.М. Заканчивание скважин. М.: Недра, 1979, с.33, 139, 143. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| KR910003096B1 (en) | Multiple-syage coal seam fracting method | |
| US4852650A (en) | Hydraulic fracturing with a refractory proppant combined with salinity control | |
| US4623021A (en) | Hydraulic fracturing method employing a fines control technique | |
| US7073587B2 (en) | System for increasing productivity of oil, gas and hydrogeological wells | |
| US3372752A (en) | Hydraulic fracturing | |
| US4398769A (en) | Method for fragmenting underground formations by hydraulic pressure | |
| CN100540844C (en) | Be used to control the method for sand fallout | |
| EP3887640B1 (en) | System, method, and composition for controlling fracture growth | |
| CA2491942C (en) | Method for upward growth of a hydraulic fracture along a well bore sandpacked annulus | |
| CA2025996C (en) | Borehole mining process for recovery of petroleum from unconsolidated heavy oil formations | |
| RU2566357C1 (en) | Method of formation hydraulic fracturing | |
| RU2015313C1 (en) | Method for treatment of bottom-hole formation zone | |
| US3428129A (en) | Vertical fracture control | |
| CA2031105A1 (en) | Method to improve well performance in gravel packed wells | |
| RU2183742C2 (en) | Method of formation producing zone treatment | |
| RU2304698C1 (en) | Method of treating bottom zone of formation | |
| RU2208150C1 (en) | Method of bottomhole zone treatment | |
| RU2784138C1 (en) | The method for pumping binary mixtures into the reservoir | |
| RU2162146C1 (en) | Method of mudded formations treatment | |
| RU2769862C1 (en) | Method for reagent-wave hydropercussion treatment of borehole zone of reservoirs with hard-to-recover oil reserves | |
| RU2124631C1 (en) | Method for treating bottom-hole zone of well | |
| RU2797175C1 (en) | Method of well construction in complicated conditions | |
| RU2054525C1 (en) | Method for well completion | |
| SU1749482A1 (en) | Method for working productive strata | |
| RU2109935C1 (en) | Method for hydraulic fracturing of bed |