RU2146761C1 - Способ обработки призабойной зоны скважины - Google Patents
Способ обработки призабойной зоны скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2146761C1 RU2146761C1 RU99116771A RU99116771A RU2146761C1 RU 2146761 C1 RU2146761 C1 RU 2146761C1 RU 99116771 A RU99116771 A RU 99116771A RU 99116771 A RU99116771 A RU 99116771A RU 2146761 C1 RU2146761 C1 RU 2146761C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- interval
- reagents
- processing
- zone
- Prior art date
Links
Landscapes
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при интенсификационных и изоляционных работах в скважине. При обработке призабойной зоны скважины проводят поинтервальные закачки в призабойную зону реагентов для обработки. Перед закачкой реагентов анализируют геологические характеристики продуктивного пласта в скважине по проницаемости интервалов и выделяют ширину интервала с однородными геологическими свойствами. Назначают ширину интервала по проницаемости, равную 0,8 м. Проводят поинтервальную закачку реагентов в выделенные интервалы. При закачках реагентов в соседние интервалы снижают давление закачки реагентов для обработки. Повышается эффективность обработки призабойной зоны скважины.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при интенсификационных и изоляционных работах в скважине.
Известен способ обработки призабойной зоны скважины в многопластовой нефтяной залежи, включающий закачку во все пласты нефтяной эмульсии и материала, растворяющего нефтяную составляющую нефтяной эмульсии, проведение технологической выдержки, и закачку раствора кислоты поинтервально в нефтяные пласты (1).
Известный способ обладает недостаточно высокой эффективностью выравнивания профиля приемистости скважины.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ обработки призабойной зоны скважины, включающий анализ геологических характеристик продуктивного пласта в скважине и поинтервальные закачки в призабойную зону реагентов для обработки (2).
Известный способ позволяет проводить обработки интервалов продуктивного пласта. При этом выбор интервала для обработки производится из условия нефте- или водонасыщенности интервала. При этом не подвергают более подробному анализу продуктивный пласт по геологическим параметрам, например по проницаемости. Вследствие этого поинтервальная обработка затрагивает укрупненные объекты, часто сочетающие части интервала с разной проницаемостью, разной нефтенасыщенностью, обводненностью и прочими параметрами. Все это приводит к снижению эффективности обработки.
В предложенном способе решается задача повышения эффективности обработки призабойной зоны скважины.
Задача решается тем, что в способе обработки призабойной зоны скважины, включающем анализ геологических характеристик продуктивного пласта в скважине и поинтервальные закачки в призабойную зону реагентов для обработки, согласно изобретению, анализ геологических характеристик продуктивного пласта в скважине проводят по проницаемости интервалов, назначают ширину интервала при поинтервальной закачке реагентов, равную 0.8 м, а при закачках реагентов в соседние интервалы снижают давление закачки реагентов для обработки.
Сущность изобретения
Вследствие неоднородности продуктивного пласта происходит неравномерное поступление рабочего агента в зоны пласта с разной проницаемостью или неравномерный отбор нефти из разных зон пласта. При эксплуатации нефтедобывающих и нагнетательных скважин проводят работы по повышению проницаемости низкопроницаемых зон и снижению проницаемости высокопроницаемых зон. При этом весьма эффективно обработку зон пласта проводят при поинтервальных обработках призабойной зоны скважины. При назначении ширины интервала обработки оперируют в основном двумя понятиями: обводненная зона и нефтенасыщенная зона. Однако при анализе геологических характеристик продуктивного пласта выясняется, что геологическая характеристика этим не исчерпывается. Часто в обводненной или нефтенасыщенной зоне продуктивного пласта имеются зоны с промежуточными значениями проницаемости, требующими самостоятельного подхода в вопросе об увеличении или уменьшении проницаемости зоны пласта. Существующий подход к обработке призабойной зоны не позволяет дифференцированно обрабатывать эти зоны.
Вследствие неоднородности продуктивного пласта происходит неравномерное поступление рабочего агента в зоны пласта с разной проницаемостью или неравномерный отбор нефти из разных зон пласта. При эксплуатации нефтедобывающих и нагнетательных скважин проводят работы по повышению проницаемости низкопроницаемых зон и снижению проницаемости высокопроницаемых зон. При этом весьма эффективно обработку зон пласта проводят при поинтервальных обработках призабойной зоны скважины. При назначении ширины интервала обработки оперируют в основном двумя понятиями: обводненная зона и нефтенасыщенная зона. Однако при анализе геологических характеристик продуктивного пласта выясняется, что геологическая характеристика этим не исчерпывается. Часто в обводненной или нефтенасыщенной зоне продуктивного пласта имеются зоны с промежуточными значениями проницаемости, требующими самостоятельного подхода в вопросе об увеличении или уменьшении проницаемости зоны пласта. Существующий подход к обработке призабойной зоны не позволяет дифференцированно обрабатывать эти зоны.
В предложенном способе решается задача повышения эффективности обработки призабойной зоны скважины.
Как правило, поинтервальные обработки призабойной зоны продуктивного пласта проводят с помощью двухпакерного оборудования, размещенного на колонне насосно-компрессорных труб. Закачку реагентов для обработки проводят через перфорированную часть колонны насосно- компрессорных труб между пакерами. При этом расстояние между пакерами составляет величину порядка 3 м и более. Анализ геологических характеристик продуктивного интервала в скважине показывает, что на 3-метровой ширине продуктивного пласта может располагаться до 4 зон с различной проницаемостью, требующих самостоятельного подхода к назначению типа реагента для обработки, реакционной способности, объема закачки реагента и т. п. В связи с этим целесообразно провести назначение ширины интервала при поинтервальной закачке реагентов в соответствии с шириной выделенного интервала. При этом приемлемой является ширина между пакерами при поинтервальной обработке, равная 0,8 м. В этом случае удается осуществить дифференцированный подход к обработке призабойной зоны в зависимости от проницаемости каждого участка с примерно однородными свойствами. При этом практически остается неизменным тип обработки в зависимости от обводненности (изоляционные работы) или нефтенасыщенности (интенсификационные работы) обрабатываемого интервала.
После обработки первой зоны интервала, равной 0,8 м, пакера переносят выше или ниже на соседний участок для обработки и закачивают реагент для обработки с несколько меньшим давлением во избежание чрезмерного размыва заколонного пространства и резкого увеличения диаметра скважины. При обработке следующей зоны давление закачки опять снижают и т. п.
В качестве интенсифицирующего реагента используют растворы кислот, разглинизирующие агенты и т. п. В качестве реагентов при изоляционных работах используют растворы полимеров, дисперсии твердых веществ, нефтяные эмульсии и др.
Пример конкретного выполнения способа
Проводят обработку призабойной зоны добывающей скважины. Выполняют поинтервальные закачки в призабойную зону интенсифицирующих реагентов для обработки водных растворов соляной кислоты. Перед закачкой реагентов анализируют геологические характеристики продуктивного пласта в скважине.
Проводят обработку призабойной зоны добывающей скважины. Выполняют поинтервальные закачки в призабойную зону интенсифицирующих реагентов для обработки водных растворов соляной кислоты. Перед закачкой реагентов анализируют геологические характеристики продуктивного пласта в скважине.
Выясняют, что в продуктивном пласте шириной 4 м имеются: 1-я зона шириной 0,85 м с проницаемостью 60 мД, 2-я зона шириной 1 м с проницаемостью 120 мД, 3-я зона шириной 0,8 м с проницаемостью 70 мД и 4-я зона шириной 1,35 м с проницаемостью 175 мД. 4-я зона обводнена на 80%. Обводненность 1, 2 и 3 зон составляет 20-36%. Выделяют зоны с однородными геологическими свойствами в соответствии с шириной 1, 2,.. 3 и 4 зон. Назначают ширину при поинтервальной закачке реагентов в соответствии с шириной выделенного интервала, т. е. ширину интервала для обработки 1, 2 и 3 зон назначают 0,8 м. 4-ю зону оставляют без воздействия. Спускают колонну насосно- компрессорных труб с 2 пакерами и расстоянием между пакерами 0.8 м. Закачивают в 1-ю зону 20%-ный водный раствор соляной кислоты при давлении на устье скважины 11.5 МПа, во 2-ю зону закачивают 12%-ный водный раствор соляной кислоты при давлении на устье скважины 10,5 МПа, в 3-ю зону закачивают 18%-ный водный раствор соляной кислоты при давлении на устье скважины 10 МПа. Объемы закачки растворов кислоты составляют 2 м3. После этого проводят технологическую выдержку и запускают скважину в эксплуатацию.
В результате обработки дебит скважины повысился с 8 до 11 м3/сут, а обводненность добываемой нефти снизилась на 15%.
Применение предложенного способа позволит повысить эффективность обработки призабойной зоны скважины, повысить ее продуктивность, снизить обводненность добываемой продукции.
Источники информации, принятые во внимание при составлении заявки:
1. Патент РФ N 2092686, кл. E 21 B 43/27, опублик. 1997 г.
1. Патент РФ N 2092686, кл. E 21 B 43/27, опублик. 1997 г.
2. И.В. Кривоносов и др. Способы повышения производительности нефтяных и нагнетательных скважин. Тематические научно-технические обзоры. Серия Добыча. М. ВНИИОЭНГ, 1973, с 4-8, 13- прототип.
Claims (1)
- Способ обработки призабойной зоны скважины, включающий анализ геологических характеристик продуктивного пласта в скважине и поинтервальные закачки в призабойную зону реагентов для обработки, отличающийся тем, что анализ геологических характеристик продуктивного пласта в скважине проводят по проницаемости интервалов, назначают ширину интервала при поинтервальной закачке реагентов, равную 0,8 м, а при закачках реагентов в соседние интервалы снижают давление закачки реагентов для обработки.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU99116771A RU2146761C1 (ru) | 1999-08-09 | 1999-08-09 | Способ обработки призабойной зоны скважины |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU99116771A RU2146761C1 (ru) | 1999-08-09 | 1999-08-09 | Способ обработки призабойной зоны скважины |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2146761C1 true RU2146761C1 (ru) | 2000-03-20 |
Family
ID=20223351
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU99116771A RU2146761C1 (ru) | 1999-08-09 | 1999-08-09 | Способ обработки призабойной зоны скважины |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2146761C1 (ru) |
-
1999
- 1999-08-09 RU RU99116771A patent/RU2146761C1/ru not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (2)
Title |
---|
Андриасов Р.С. и др. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, добыча нефти, - М.: НЕДРА, 1983, с.355. * |
Кривоносов И.В. и др., Способы повышения производительности нефтяных и нагнетательных скважин. Тематические научно-технические обзоры. Серия Добыча. - М.: ВНИИОЭНГ, 1973, с.4-8, 13. * |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4186802A (en) | Fracing process | |
US3270816A (en) | Method of establishing communication between wells | |
US3709295A (en) | Fracturing of subterranean formations | |
US7419005B2 (en) | Method of stimulating long horizontal wells to improve well productivity | |
US10677036B2 (en) | Integrated data driven platform for completion optimization and reservoir characterization | |
RU2288356C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны горизонтальной скважины | |
RU2176021C2 (ru) | Способ образования направленной вертикальной или горизонтальной трещины при гидроразрыве пласта | |
US5462118A (en) | Method for enhanced cleanup of horizontal wells | |
RU2146761C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
RU2084621C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны нагнетательной скважины | |
CA1303972C (en) | Limited entry, multiple fracturing from deviated wellbores | |
RU2095560C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
RU2055172C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта | |
RU2114294C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
RU2208150C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
RU2156356C1 (ru) | Способ гидроразрыва нефтяного пласта | |
RU2178066C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2206732C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
RU2734892C1 (ru) | Способ проведения гидравлического разрыва пласта | |
RU2047748C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2047747C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2114297C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины | |
RU2092685C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины в многопластовой нефтяной залежи | |
RU2209304C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны в горизонтальном или наклонном стволе скважины | |
RU2209953C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20080810 |