RU2191259C2 - Способ повышения продуктивности скважины - Google Patents
Способ повышения продуктивности скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2191259C2 RU2191259C2 RU2000130848/03A RU2000130848A RU2191259C2 RU 2191259 C2 RU2191259 C2 RU 2191259C2 RU 2000130848/03 A RU2000130848/03 A RU 2000130848/03A RU 2000130848 A RU2000130848 A RU 2000130848A RU 2191259 C2 RU2191259 C2 RU 2191259C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- fluid
- powder
- interval
- packer
- Prior art date
Links
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится к методам интенсификации добычи нефти. Обеспечивает повышение эффективности способа. По способу размещают в скважине в интервале продуктивного пласта жидкость с расклинивающим агентом. Спускают в скважину пороховой генератор давления и осуществляют гидроразрыв пласта давлением пороховых газов. Согласно изобретению предварительно в скважине над продуктивным пластом устанавливают жидкий пакер в виде столба пластичной, или псевдопластичной, или вязкопластичной жидкости. Пороховой генератор давления устанавливают в интервале между продуктивным пластом и жидким пакером.
Description
Изобретение относится к методам интенсификации добычи нефти.
Известен способ повышения продуктивности скважины путем гидроразрыва пласта. Разрыв пласта достигается закачкой в скважину жидкости под высоким давлением. В продуктивном пласте при этом открываются существующие трещины и микротрещины или создаются новые, которые могут заметно улучшить гидродинамическую связь между пластом и скважиной. В жидкость разрыва вводят расклинивающие агенты (кварцевый песок, скорлупа грецких орехов, стеклянные шарики и т.д.), которые проникают в трещину, где и остаются при пуске скважины в эксплуатацию, сохраняя в дальнейшем трещину в раскрытом состоянии [1].
Основной недостаток данного способа - это его большая трудоемкость. Как правило, в скважину закачивают до 150 м3 жидкости разрыва при темпе нагнетания не менее 2 м3/мин, а затем до 50 т расклинивающего материала (песка). Для осуществления процесса вокруг скважины необходимо сосредоточить большое количество насосных агрегатов (4 АН-700), пескосмесительных машин (4 ПА), автоцистерн (АЦПП-21-5523А). Первые предназначены для нагнетания жидких сред под давлением до 70 МПа. Вторые - для транспортирования расклинивающего материала, приготовления песчано-жидкостной смеси и подачи ее на прием насосных установок. Автоцистерны используют для транспортирования жидкостей и подачи их в пескосмесительные и насосные установки.
Для обвязки устья необходимо применение специальной высокопрочной арматуры (2АУ-700 или 2АУ-700СУ).
Для защиты эксплуатационной колонны от высокого давления при гидроразрыве пластов по указанному выше способу обязательно применение высокопрочных пакеров с якорными устройствами (1ПД-ЯГ, ПН-ЯМ).
Известен способ повышения продуктивности скважин путем размещения в скважине в интервале продуктивного пласта жидкости с расклинивающим агентом, спуска в скважину порохового генератора давления и гидроразрыва пласта давлением пороховых газов [2].
Недостатки способа заключаются в том, что, во-первых, пороховой генератор давления размещают непосредственно в интервале продуктивного пласта и за счет этого снижают объем расклинивающего агента, во-вторых, допускается значительное рассеивание энергии пороховых газов вверх по стволу скважины и за счет этого снижение размеров образованных трещин гидроразрыва. В результате этого ожидаемый эффект повышения продуктивности скважин не достигается.
Задача заключается в повышении эффективности способа.
Поставленная задача достигается тем, что в способе повышения продуктивности скважины, включающем размещение в скважине в интервале продуктивного пласта жидкости с расклинивающим агентом, спуск в скважину порохового генератора давления и гидроразрыв пласта давлением пороховых газов, согласно изобретению предварительно в скважине над продуктивным пластом устанавливают жидкий пакер в виде столба пластичной, псевдопластичной или вязкопластичной жидкости, а пороховой генератор давления устанавливают в интервале между продуктивным пластом и жидким пакером.
Жидкий пакер позволяет в интервале продуктивного пласта создать замкнутую импульсную камеру, разрядка давления в которой возможна только в направлении пласта при образовании трещин.
За счет того, что пороховой генератор давления устанавливается над продуктивным пластом он не занимает объем скважины и в трещины гидроразрыва проникает большее количество расклинивающего агента.
В совокупности предложенные действия позволят повысить давление пороховых газов и за счет этого увеличить размеры образованных трещин гидроразрыва, закрепить трещины в открытом состоянии и в конечном итоге повысить эффективность способа повышения продуктивности скважины.
Предлагаемый способ осуществляют следующим образом.
Вычисляют необходимый объем жидкости с расклинивающим агентом по формуле:
Vp = 0,785 D2 L, (1)
где Vp - объем расклинивающей жидкости, м3;
D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;
L - высота продуктивного пласта, м.
Vp = 0,785 D2 L, (1)
где Vp - объем расклинивающей жидкости, м3;
D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;
L - высота продуктивного пласта, м.
Вычисляют длину жидкого пакера и объем необходимой для этого вязкопластичной жидкости по формулам:
(2)
где Н - длина жидкого пакера, м;
d - наружный диаметр НКТ, м;
ΔР - избыточное над гидростатическим давление в интервале гидроразрыва в момент сжигания порохового заряда, МПа;
τ - напряжение сдвига для жидкости, из которой планируется сформировать жидкий пакер, МПа.
(2)
где Н - длина жидкого пакера, м;
d - наружный диаметр НКТ, м;
ΔР - избыточное над гидростатическим давление в интервале гидроразрыва в момент сжигания порохового заряда, МПа;
τ - напряжение сдвига для жидкости, из которой планируется сформировать жидкий пакер, МПа.
Vп = 0,785 (D2 - d2) H, (3)
где Vп - объем жидкого пакера, м3.
где Vп - объем жидкого пакера, м3.
В мернике цементировочного агрегата готовят расчетное количество жидкости с концентрацией расклинивающего агента 50-500 кг на 1 м3.
В скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) до подошвы продуктивного пласта. Жидкость с расклинивающим материалом закачивают в интервал продуктивного пласта. Колонну НКТ поднимают выше кровли продуктивного пласта на 10-20 м.
В мернике цементировочного агрегата готовят вязкопластичную жидкость для жидкого пакера. В качестве такой жидкости может быть использован вязкоупругий состав (ВУС) на основе полиакриламида. Приготовленный жидкий пакер закачивают в скважину и продавливают в затрубное пространство.
Бескорпусной пороховой генератор давления ПГД-БК на бронированном кабеле КОБД-4 спускают в скважину до кровли продуктивного пласта. На электрозапал ПГД-БК подается электрический ток. Происходит горение порохового заряда. Кабель извлекают из скважины. Скважину осваивают.
Пример. В скважине N 9 Северо-Демьянского месторождения необходимо провести гидроразрыв пласта по предлагаемой технологии. Эта скважина пробурена на Тюменскую свиту, 146 мм эксплуатационная колонна (D=0,13м) перфорирована в интервале глубин: 2811-2920 м.
Поскольку длина интервала перфорации в этой скважине составляет L=109 м, по формуле (1) объем жидкости с расклинивающим материалом должен быть:
Vp = 0,785•0,132•109 = 1,5м3.
Vp = 0,785•0,132•109 = 1,5м3.
Приняв величину избыточного давления равной ΔР = 40 МПа, напряжение сдвига для жидкого пакера τ = 10-3 МПа, при d = 0,073 м по формуле (2) определяем необходимую длину жидкого пакера:
По формуле (3) вычисляем объем жидкого пакера:
Vп = 0,785 (0,132 - 0,0732) 570 = 5,2 м3
В мерник цементировочного агрегата засыпают 200 кг зернистого агломерированного боксита и наливают 1,5 м3 загущенной нефти. Смесь тщательно перемешивают.
По формуле (3) вычисляем объем жидкого пакера:
Vп = 0,785 (0,132 - 0,0732) 570 = 5,2 м3
В мерник цементировочного агрегата засыпают 200 кг зернистого агломерированного боксита и наливают 1,5 м3 загущенной нефти. Смесь тщательно перемешивают.
В скважину спускают колонну НКТ до глубины 2920 м. Подготовленную смесь закачивают в интервал 2811-2920 м. Колонну НКТ приподнимают до глубины 2800 м.
В мернике цементировочного агрегата готовят 5,2 м3 вязкопластичной жидкости на основе полиакриламида. Полученную смесь закачивают в скважину и продавливают в затрубное пространство в интервал 2230-2800 м.
На кабеле в скважину спускают пороховой генератор давления, например ПГРИ 100/50, на глубину 2810 м и зажигают пороховой заряд. После окончания горения кабель извлекают на поверхность. Скважину осваивают.
ИСТОЧНИКИ ИНФОРМАЦИИ
1. Усачев П.М. Гидравлический разрыв пласта. М.: Недра, 1986, - С. 164.
1. Усачев П.М. Гидравлический разрыв пласта. М.: Недра, 1986, - С. 164.
2. Патент РФ 2155863, 2000. ПРОТОТИП.
Claims (1)
- Способ повышения продуктивности скважины, включающий размещение в скважине в интервале продуктивного пласта жидкости с расклинивающим агентом, спуск в скважину порохового генератора давления и гидроразрыв пласта давлением пороховых газов, отличающийся тем, что предварительно в скважине над продуктивным пластом устанавливают жидкий пакер в виде столба пластичной, или псевдопластичной или вязкопластичной жидкости, а пороховой генератор давления устанавливают в интервале между продуктивным пластом и жидким пакером.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2000130848/03A RU2191259C2 (ru) | 2000-12-08 | 2000-12-08 | Способ повышения продуктивности скважины |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2000130848/03A RU2191259C2 (ru) | 2000-12-08 | 2000-12-08 | Способ повышения продуктивности скважины |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2191259C2 true RU2191259C2 (ru) | 2002-10-20 |
RU2000130848A RU2000130848A (ru) | 2002-11-10 |
Family
ID=20243185
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2000130848/03A RU2191259C2 (ru) | 2000-12-08 | 2000-12-08 | Способ повышения продуктивности скважины |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2191259C2 (ru) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US8141638B2 (en) | 2007-03-02 | 2012-03-27 | Trican Well Services Ltd. | Fracturing method and apparatus utilizing gelled isolation fluid |
RU2460873C1 (ru) * | 2011-04-13 | 2012-09-10 | Олег Павлович Маковеев | Пороховой генератор давления и способ его применения |
Families Citing this family (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2539060C1 (ru) * | 2013-11-07 | 2015-01-10 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Способ восстановления самозадавливающейся газовой скважины с аномально низким пластовым давлением |
-
2000
- 2000-12-08 RU RU2000130848/03A patent/RU2191259C2/ru not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
АМЕТОВ И.М. и др. Применение композитных систем в технологических операциях при эксплуатации скважин. - М.: Недра, с.151-162. * |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US8141638B2 (en) | 2007-03-02 | 2012-03-27 | Trican Well Services Ltd. | Fracturing method and apparatus utilizing gelled isolation fluid |
RU2460873C1 (ru) * | 2011-04-13 | 2012-09-10 | Олег Павлович Маковеев | Пороховой генератор давления и способ его применения |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2358100C2 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
US5131472A (en) | Overbalance perforating and stimulation method for wells | |
US4938286A (en) | Method for formation stimulation in horizontal wellbores using hydraulic fracturing | |
US11326434B2 (en) | Methods for enhancing hydrocarbon production from subterranean formations using electrically controlled propellant | |
US10655443B2 (en) | Pulsed hydraulic fracturing with geopolymer precursor fluids | |
AU2013296430A1 (en) | Micro proppants for far field stimulation | |
AU2015378635B2 (en) | Establishing control of oil and gas producing wellbore through application of self-degrading particulates | |
RU2455478C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта | |
RU2401381C1 (ru) | Способ обработки пласта | |
EP3310998B1 (en) | Fracturing utilizing an air/fuel mixture | |
CN110552656B (zh) | 一种水淹井低渗层定点起裂的方法 | |
US3121464A (en) | Hydraulic fracturing process | |
RU2485306C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
US3645336A (en) | Method for plugging highly permeable zones | |
RU2566357C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта | |
RU2191259C2 (ru) | Способ повышения продуктивности скважины | |
WO2021236129A1 (en) | Methods for wellbore formation using thermochemicals | |
US20180371887A1 (en) | Plasma-pulsed hydraulic fracture with carbonaceous slurry | |
US10738582B2 (en) | Fracturing treatments in subterranean formation using inorganic cements and electrically controlled propellants | |
US3077930A (en) | Method for fracturing a subsurface formation | |
US3630279A (en) | Explosive fracturing method | |
RU2055172C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта | |
RU2261981C1 (ru) | Способ ликвидации заколонных перетоков газа в нефтедобывающей скважине | |
CA3003409C (en) | Method of fracturing a formation | |
RU2013526C1 (ru) | Способ временной изоляции газоносного пласта |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20031209 |