RU2191259C2 - Способ повышения продуктивности скважины - Google Patents

Способ повышения продуктивности скважины Download PDF

Info

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
Application number
RU2000130848/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2000130848A (ru
Inventor
О.И. Рубинштейн
А.В. Колотов
У.И. Сарсембаев
Original Assignee
Рубинштейн Олег Иделевич
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Рубинштейн Олег Иделевич filed Critical Рубинштейн Олег Иделевич
Priority to RU2000130848/03A priority Critical patent/RU2191259C2/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2191259C2 publication Critical patent/RU2191259C2/ru
Publication of RU2000130848A publication Critical patent/RU2000130848A/ru

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.
Вычисляют длину жидкого пакера и объем необходимой для этого вязкопластичной жидкости по формулам:
Figure 00000001
(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.
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.
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:
Figure 00000002

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.
2. Патент РФ 2155863, 2000. ПРОТОТИП.

Claims (1)

  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.
RU2000130848/03A 2000-12-08 2000-12-08 Способ повышения продуктивности скважины RU2191259C2 (ru)

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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
АМЕТОВ И.М. и др. Применение композитных систем в технологических операциях при эксплуатации скважин. - М.: Недра, с.151-162. *

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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