RU2189435C1 - Способ заканчивания скважины - Google Patents
Способ заканчивания скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2189435C1 RU2189435C1 RU2001134191/03A RU2001134191A RU2189435C1 RU 2189435 C1 RU2189435 C1 RU 2189435C1 RU 2001134191/03 A RU2001134191/03 A RU 2001134191/03A RU 2001134191 A RU2001134191 A RU 2001134191A RU 2189435 C1 RU2189435 C1 RU 2189435C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- formation
- pressure
- fluid
- aqueous solution
- Prior art date
Links
Landscapes
- Curing Cements, Concrete, And Artificial Stone (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при вскрытии скважин. Обеспечивает достижение высокой продуктивности скважин в зоне пластов с пониженным пластовым давлением. Сущность изобретения: при заканчивании скважины для вскрытия выбирают пласт с пониженным пластовым давлением. Скважину обсаживают и цементируют заколонное пространство. Заполняют скважину жидкостью до превышения гидростатического давления над пластовым. Забой скважины заполняют водным раствором поверхностно-активного вещества с интенсифицирующим компонентом. Продавливают в обсадной колонне в интервале продуктивного пласта продольные щели. После формирования продольных щелей в качестве гидромониторной жидкости вскрытия при размыве заколонной каверны используют водный раствор поверхностно-активного вещества с интенсифицирующим компонентом. Скорость перемещения гидромониторной насадки поддерживают в пределах 15-25 мм/мин при расходе гидромониторной жидкости 2-3 л/с и давлении жидкости на устье скважины 12-15 МПа. После размыва заколонной каверны производят технологическую выдержку и освоение скважины.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при вскрытии скважин.
Известен способ заканчивания скважины, согласно которому в законченную бурением и обсаженную колонной скважину через бурильную колонну в зону зумпфа закачивают водный раствор пенообразующего поверхностно-активного вещества с добавкой газообразователя. В качестве последнего используют водный раствор карбоната или бикарбоната аммония, или водный раствор мочевины. В качестве поверхностно-активного вещества используют сульфанол или полиэтиленгликолевые эфиры алкилфенолов. Далее поджимают бурильную колонну до нижних дыр интервала перфорации, в зону перфорации закачивают устойчивую пену, спускают перфоратор и производят прострел эксплуатационной колонны. В процессе вызова притока происходит плавное снижение репрессии на пласт и достигается необходимая депрессия для вытеснения в ствол твердой фазы и бурового раствора (Авторское свидетельство СССР 1418468, кл. Е 21 В 43/00, опублик. 23.08.88).
Известный способ не позволяет осваивать скважины с достижением высокой продуктивности в зоне пластов с пониженным пластовым давлением.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ заканчивания скважины, согласно которому до кровли продуктивного пласта проводят скважину, в ней размещают гидромониторный агрегат и газожидкостной струей формируют дискообразную горизонтальную полость. Извлекают гидромонитор. Вводят в скважину эксплуатационную колонну и подают в затрубное пространство и образованную полость твердеющий материал. Затем разбуривают пробки этого материала и заглубляют скважину в продуктивный пласт. Затем в скважине вновь размещают гидромонитор и производят размыв в прискважинной зоне продуктивного пласта вертикальных радиальных щелей. Длину каждой щели принимают меньше радиуса полости. В этом случае исключается обрушение налегающих пород в эти щели и переток флюида (Авторское свидетельство СССР 1395813, кл. Е 21 В 43/25, опублик. 15.05.88 - прототип).
Известный способ позволяет осваивать только не обсаженные в интервале продуктивного пласта скважины. Кроме того, при освоении скважин в зоне пластов с пониженным пластовым давлением не удается достичь высокой продуктивности.
В предложенном способе решается задача достижения высокой продуктивности скважин в зоне пластов с пониженным пластовым давлением.
Задача решается тем, что в способе заканчивания скважины, включающем формирование продольных щелей и размыв заколонной каверны гидромониторной струей жидкости вскрытия, согласно изобретению для вскрытия выбирают пласт с пониженным пластовым давлением, скважину обсаживают и цементируют заколонное пространство, перед формированием продольных щелей заполняют скважину жидкостью до превышения гидростатического давления над пластовым, забой скважины заполняют водным раствором поверхностно-активного вещества с интенсифицирующим компонентом, продавливают в обсадной колонне в интервале продуктивного пласта продольные щели, после формирования продольных щелей в качестве гидромониторной жидкости вскрытия при размыве заколонной каверны используют водный раствор поверхностно-активного вещества с интенсифицирующим компонентом, скорость перемещения гидромониторной насадки поддерживают в пределах 15-25 мм/мин при расходе гидромониторной жидкости 2-3 л/с и давлении жидкости на устье скважины 12-15 МПа, после размыва заколонной каверны производят технологическую выдержку и освоение скважины.
Признаками изобретения являются:
1. формирование продольной щели;
2. размыв заколонной каверны гидромониторной струей жидкости вскрытия;
3. для вскрытия выбор пласта с пониженным пластовым давлением;
4. обсаживание и цементирование заколонного пространства скважины;
5. перед формированием продольных щелей заполнение скважины жидкостью до превышения гидостатического давления над пластовым;
6. перед формированием продольных щелей заполнение забоя скважины водным раствором поверхностно-активного вещества с интенсифицирующим компонентом;
7. продавливание в обсадной колонне в интервале продуктивного пласта продольных щелей;
8. после формирования продольных щелей в качестве гидромониторной жидкости вскрытия при размыве заколонной каверны использование водного раствора поверхностно-активного вещества с интенсифицирующим компонентом;
9. скорость перемещения гидромониторной насадки в пределах 15-25 мм/мин при расходе гидромониторной жидкости 2-3 л/с и давлении жидкости на устье скважины 12-15 МПа;
10. проведение технологической выдержки;
11. освоение скважины.
1. формирование продольной щели;
2. размыв заколонной каверны гидромониторной струей жидкости вскрытия;
3. для вскрытия выбор пласта с пониженным пластовым давлением;
4. обсаживание и цементирование заколонного пространства скважины;
5. перед формированием продольных щелей заполнение скважины жидкостью до превышения гидостатического давления над пластовым;
6. перед формированием продольных щелей заполнение забоя скважины водным раствором поверхностно-активного вещества с интенсифицирующим компонентом;
7. продавливание в обсадной колонне в интервале продуктивного пласта продольных щелей;
8. после формирования продольных щелей в качестве гидромониторной жидкости вскрытия при размыве заколонной каверны использование водного раствора поверхностно-активного вещества с интенсифицирующим компонентом;
9. скорость перемещения гидромониторной насадки в пределах 15-25 мм/мин при расходе гидромониторной жидкости 2-3 л/с и давлении жидкости на устье скважины 12-15 МПа;
10. проведение технологической выдержки;
11. освоение скважины.
Признаки 1 и 2 являются общими с прототипом, признаки 3-11 являются существенными отличительными признаками изобретения.
Сущность изобретения
При освоении скважины, вскрывшей продуктивный пласт с пониженным пластовым давлением, далеко не всегда удается добиться высокой продуктивности. В предложенном способе решается задача достижения высокой продуктивности скважин в зоне пластов с пониженным пластовым давлением. Задача решается следующей совокупностью операций.
При освоении скважины, вскрывшей продуктивный пласт с пониженным пластовым давлением, далеко не всегда удается добиться высокой продуктивности. В предложенном способе решается задача достижения высокой продуктивности скважин в зоне пластов с пониженным пластовым давлением. Задача решается следующей совокупностью операций.
При заканчивании скважины выбирают пласт с пластовым давлением, пониженным, как правило, не менее чем на 3 МПа по сравнению с начальным пластовым давлением. Скважину обсаживают и цементируют заколонное пространство. Заполняют скважину жидкостью до превышения гидростатического давления над пластовым, как правило, на 0,5 -1,0 МПа. Такое превышение необходимо для самопроизвольного поступления скважинной жидкости в призабойную зону при образовании гидродинамической связи с пластом при проведении данных операций. Заполняют забой скважины водным раствором поверхностно-активного вещества с интенсифицирующим компонентом, в основном, в количестве 1,5-2,5 м3. Продавливают в обсадной колонне в интервале продуктивного пласта продольные щели, которые обеспечивают большую поверхность контакта с пластом, чем обычная перфорация. Продавливание продольных щелей ведут гидродинамическим перфоратором. Продавливание позволяет исключить ударные воздействия на цемент в заколонном пространстве и тем самым сохранить его от разрушения. После образования гидродинамической связи с пластом в призабойную зону скважины поступает с забоя водный раствор поверхностно-активного вещества с интенсифицирующим компонентом. В зависимости от типа коллектора в качестве интенсифицирующего компонента выбирают соединение, активно способствующее увеличению проницаемости призабойной зоны. Для карбонатного коллектора интенсифицирующим компонентом является соляная кислота, для терригенного коллектора - глинокислота, т.е. смесь соляной и плавиковой кислот, для заглинизированного коллектора - разглинизирующий компонент, например хлорид калия и т. п. Концентрации подбирают в зависимости от состава коллектора в пределах от 1 до 28%. В качестве поверхностно-активного вещества используют водорастворимые поверхностно-активные вещества, например сульфанол или полиэтиленгликолевые эфиры алкилфенолов, в количестве 0,01-5,0%. Через образовавшиеся щели в обсадной колонне ведут размыв заколонной каверны гидромониторной струей жидкости вскрытия. Для этого через гидромониторную насадку в щель нагнетают водный раствор поверхностно-активного вещества с интенсифицирующим компонентом. Скорость перемещения гидромониторной насадки вдоль щели поддерживают в пределах 15-25 мм/мин при расходе гидромониторной жидкости 2-3 л/с и давлении на устье скважины 12-15 МПа. Применение водного раствора поверхностно-активного вещества с интенсифицирующим компонентом позволяет максимально отмыть от загрязнений и бурового раствора призабойную зону скважины и тем самым максимально увеличить ее проницаемость. Количественные показатели режимов определены исходя из условий производства. После размыва заколонной каверны производят технологическую выдержку в течение 20-30 ч для реагирования. Далее осваивают скважину.
Пример конкретного выполнения
При вскрытии продуктивного пласта в нефтедобывающей скважине выбирают пласт с карбонатным коллектором Девонского горизонта толщиной 3 м с пластовым давлением 20 МПа. Начальное пластовое давление составляло 23,7 МПа. Скважину обсаживают и цементируют заколонное пространство. Увеличивают уровень жидкости в скважине, т.е. заполняют скважину жидкостью до превышения гидростатического давления над пластовым на 0,75 МПа. Спускают в скважину на колонне насосно-компрессорных труб гидродинамический перфоратор. Заполняют забой скважины 2,0 м3 0,5%-ного водного раствора поверхностно-активного вещества - сульфанола с интенсифицирующим компонентом - 10%-ным водным раствором соляной кислоты. Продавливают в обсадной колонне в интервале продуктивного пласта три продольные щели длиной по 3 м. Давление в скважине и пласте выравнивается. Через образовавшиеся щели в обсадной колонне ведут размыв заколонной каверны гидромониторной струей жидкости вскрытия. Для этого через гидромониторную насадку в щель нагнетают 0,5%-ный водный раствор сульфанола с 10%-ным водным раствором соляной кислоты. Скорость перемещения гидромониторной насадки вдоль щели поддерживают в пределах 20 мм/мин при расходе гидромониторной жидкости 2,5 л/с и давлении на устье скважины 14 МПа. После размыва заколонной каверны производят технологическую выдержку в течение 24 ч для реагирования. Далее ведут освоение скважины. В результате дебит скважины составил 25 м3/сут при обводненности добываемой продукции 6%. Дебит окружающих добывающих скважин, освоенных по известной технологии, составляет 6-8 м3/сут при обводненности добываемой продукции 5-7%.
При вскрытии продуктивного пласта в нефтедобывающей скважине выбирают пласт с карбонатным коллектором Девонского горизонта толщиной 3 м с пластовым давлением 20 МПа. Начальное пластовое давление составляло 23,7 МПа. Скважину обсаживают и цементируют заколонное пространство. Увеличивают уровень жидкости в скважине, т.е. заполняют скважину жидкостью до превышения гидростатического давления над пластовым на 0,75 МПа. Спускают в скважину на колонне насосно-компрессорных труб гидродинамический перфоратор. Заполняют забой скважины 2,0 м3 0,5%-ного водного раствора поверхностно-активного вещества - сульфанола с интенсифицирующим компонентом - 10%-ным водным раствором соляной кислоты. Продавливают в обсадной колонне в интервале продуктивного пласта три продольные щели длиной по 3 м. Давление в скважине и пласте выравнивается. Через образовавшиеся щели в обсадной колонне ведут размыв заколонной каверны гидромониторной струей жидкости вскрытия. Для этого через гидромониторную насадку в щель нагнетают 0,5%-ный водный раствор сульфанола с 10%-ным водным раствором соляной кислоты. Скорость перемещения гидромониторной насадки вдоль щели поддерживают в пределах 20 мм/мин при расходе гидромониторной жидкости 2,5 л/с и давлении на устье скважины 14 МПа. После размыва заколонной каверны производят технологическую выдержку в течение 24 ч для реагирования. Далее ведут освоение скважины. В результате дебит скважины составил 25 м3/сут при обводненности добываемой продукции 6%. Дебит окружающих добывающих скважин, освоенных по известной технологии, составляет 6-8 м3/сут при обводненности добываемой продукции 5-7%.
Применение предложенного способа позволит достичь высокой продуктивности скважин в зоне пластов с пониженным пластовым давлением.
Claims (1)
- Способ заканчивания скважины, включающий формирование продольной щели и размыв заколонной каверны гидромониторной струей жидкости вскрытия, отличающийся тем, что для вскрытия выбирают пласт с пониженным пластовым давлением, скважину обсаживают и цементируют заколонное пространство, перед формированием продольных щелей заполняют скважину жидкостью до превышения гидростатического давления над пластовым, забой скважины заполняют водным раствором поверхностно-активного вещества с интенсифицирующим компонентом, продавливают в обсадной колонне в интервале продуктивного пласта продольные щели, после формирования продольных щелей в качестве гидромониторной жидкости вскрытия при размыве заколонной каверны используют водный раствор поверхностно-активного вещества с интенсифицирующим компонентом, скорость перемещения гидромониторной насадки поддерживают в пределах 15-25 мм/мин при расходе гидромониторной жидкости 2-3 л/с и давлении жидкости на устье скважины 12-15 МПа, после размыва заколонной каверны производят технологическую выдержку и освоение скважины.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001134191/03A RU2189435C1 (ru) | 2001-12-19 | 2001-12-19 | Способ заканчивания скважины |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001134191/03A RU2189435C1 (ru) | 2001-12-19 | 2001-12-19 | Способ заканчивания скважины |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2189435C1 true RU2189435C1 (ru) | 2002-09-20 |
Family
ID=20254752
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2001134191/03A RU2189435C1 (ru) | 2001-12-19 | 2001-12-19 | Способ заканчивания скважины |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2189435C1 (ru) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2484241C2 (ru) * | 2011-09-21 | 2013-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Способ заканчивания газовой скважины |
| RU2533783C1 (ru) * | 2013-08-01 | 2014-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром ПХГ" | Способ заканчивания скважин |
| EA031001B1 (ru) * | 2016-02-24 | 2018-10-31 | Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть" | Способ интенсификации притока углеводородов |
| RU2695908C1 (ru) * | 2018-07-24 | 2019-07-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ заканчивания скважины |
-
2001
- 2001-12-19 RU RU2001134191/03A patent/RU2189435C1/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2484241C2 (ru) * | 2011-09-21 | 2013-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Способ заканчивания газовой скважины |
| RU2533783C1 (ru) * | 2013-08-01 | 2014-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром ПХГ" | Способ заканчивания скважин |
| EA031001B1 (ru) * | 2016-02-24 | 2018-10-31 | Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть" | Способ интенсификации притока углеводородов |
| RU2695908C1 (ru) * | 2018-07-24 | 2019-07-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ заканчивания скважины |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4848468A (en) | Enhanced hydraulic fracturing of a shallow subsurface formation | |
| US7036594B2 (en) | Controlling a pressure transient in a well | |
| US5547023A (en) | Sand control well completion methods for poorly consolidated formations | |
| RU2439274C1 (ru) | Способ строительства скважины | |
| US20060201714A1 (en) | Well bore cleaning | |
| EA200100879A1 (ru) | Раствор для бурения и эксплуатации скважины, способ бурения скважины в подземной формации (варианты) и способ эксплуатации скважины (варианты) | |
| CA2025996C (en) | Borehole mining process for recovery of petroleum from unconsolidated heavy oil formations | |
| RU2506417C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
| RU2189435C1 (ru) | Способ заканчивания скважины | |
| US20060201715A1 (en) | Drilling normally to sub-normally pressured formations | |
| RU2188305C1 (ru) | Способ вскрытия продуктивного пласта | |
| RU2379492C2 (ru) | Способ разработки при расконсервации скважин и нефтяной залежи в целом | |
| US4706750A (en) | Method of improving CO2 foam enhanced oil recovery process | |
| RU2196878C2 (ru) | Способ ликвидации водопритока по зацементированному заколонному пространству при эксплуатации нефтяных и газовых скважин | |
| RU2616016C1 (ru) | Способ разработки плотных карбонатных коллекторов | |
| RU2260686C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2543004C1 (ru) | Способ кислотного продольно-щелевого гидравлического разрыва низкопроницаемого терригенного коллектора | |
| CN109630064A (zh) | 一种老旧盐井改造方法 | |
| RU2256069C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2280762C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва угольного пласта | |
| RU2108451C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2411336C1 (ru) | Способ строительства скважины | |
| RU2209952C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2392423C1 (ru) | Способ восстановления фильтрационно-емкостных характеристик нефтеносного коллектора, ухудшенных при заканчивании строительства скважины | |
| RU2651851C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20031220 |