RU2211301C2 - Method of wellbore treatment - Google Patents
Method of wellbore treatment Download PDFInfo
- Publication number
- RU2211301C2 RU2211301C2 RU2000131335/03A RU2000131335A RU2211301C2 RU 2211301 C2 RU2211301 C2 RU 2211301C2 RU 2000131335/03 A RU2000131335/03 A RU 2000131335/03A RU 2000131335 A RU2000131335 A RU 2000131335A RU 2211301 C2 RU2211301 C2 RU 2211301C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- mpa
- wellbore
- drilling
- walls
- Prior art date
Links
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Предлагаемое изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно изоляции проницаемых пород при бурении скважин различного назначения. The present invention relates to the oil and gas industry, namely the isolation of permeable rocks when drilling wells for various purposes.
Большинство осложнений и аварий при строительстве скважин происходит из-за вскрытия проницаемых пластов, что приводит к поглощению жидкости, нарушению технологии буровых работ, а также к газонефтепроявлениям и выбросам. Most of the complications and accidents during well construction are due to the opening of permeable formations, which leads to liquid absorption, disruption of drilling technology, as well as gas and oil manifestations and emissions.
Известен способ интенсификации прогресса кольматации низкопористых проницаемых пород механическим способом (Курочкин Б.М. и др. Интенсификация процесса кольматации мелкопористых проницаемых пород механическим способом. - НТЖ Нефтяное хозяйство, 1973, 6, с. 11-13). Сущность способа заключается в обработке стенок скважины металлическими щетками при вращении колонны бурильных труб и перемещении в интервале обработки с помощью специального устройства, устанавливаемого над долотом. К недостаткам способа относятся низкая эффективность кольматационного процесса, длительность производства операции, которая несовместима с процессом бурения, необходимость применения специального громоздкой конструкции устройства, а также возможность его применения только в интервалах ствола с номинальным по долоту диаметром. При этом в приствольной зоне скважины формируется кольматационный слой толщиной не более 10-12 мм с низкими гидроизолирующими и прочностными характеристиками, которые полностью нарушаются при действии репрессий 4-5 МПа и депрессий 0,3-0,6 МПа. There is a method of intensifying the progress of colmatization of low porous permeable rocks by a mechanical method (Kurochkin B.M. et al. Intensification of the process of colmatizing finely porous permeable rocks by a mechanical method. —NTZh Oil Industry, 1973, 6, pp. 11-13). The essence of the method is to treat the walls of the borehole with metal brushes while rotating the drill string and moving it in the processing interval using a special device installed above the bit. The disadvantages of the method include the low efficiency of the mud process, the duration of the operation, which is incompatible with the drilling process, the need to use a special bulky device design, and the possibility of its use only in the intervals of the barrel with a nominal bit diameter. At the same time, in the near-well zone of the well, a mud layer is formed with a thickness of not more than 10-12 mm with low waterproofing and strength characteristics, which are completely disrupted by repressions of 4-5 MPa and depressions of 0.3-0.6 MPa.
Наиболее близким к предлагаемому способу по технической сущности относится способ снижения проницаемости пластов (а.с. СССР 819306, кл. 3 Е 21 В 33/138, 1981) обработкой ствола скважины гидромониторными струями глинистого раствора в процессе бурения скважины через насадку, устанавливаемую в наддолотном переводнике при скорости истечения жидкости 60-120 м/с. Closest to the proposed method in technical essence is a method of reducing the permeability of formations (as USSR 819306, class 3 E 21 B 33/138, 1981) by treating the wellbore with hydro-monitor streams of clay mud during drilling through a nozzle installed in a supra-bit sub at a flow rate of 60-120 m / s.
К существенным недостаткам способа относится ограниченная гидромеханическая прочность формируемого в приствольной зоне кольматационного слоя, нарушение которого происходит при действии депрессии, не превышающей 4-6 МПа. Significant disadvantages of the method include the limited hydromechanical strength of the formation layer in the near-barrel zone, the violation of which occurs under the action of depression, not exceeding 4-6 MPa.
Для повышения эффективности и качества гидроизоляции проницаемых пород от ствола скважины в процессе бурения производят обработку проницаемых стенок гидромониторными струями промывочной жидкости с введением в промывочную жидкость портландцемента с концентрацией 7-50 вес.%, при этом скорость гидромониторной струи меняют от 20 до 150 м/с. To increase the efficiency and quality of waterproofing permeable rocks from the wellbore during drilling, the permeable walls are treated with jetting jets of washing fluid with the introduction of Portland cement with a concentration of 7-50 wt.% Into the washing fluid, while the speed of the jetting jet is changed from 20 to 150 m / s .
Пример осуществления способа. An example implementation of the method.
При вскрытии продуктивной толщи в скважине 3842 "3" Павловской площади НГДУ "Азнакаевскнефть" роторным способом в промывочную жидкость введено 50 вес. % портландцемента, 0,1 ПАА (полиакриламид) и 2,0 (мас. доли) КССБ, а параметры промывочной жидкости приводятся в соответствии с требованиями ГТН (геологотехнический наряд): плотность 1070-1090 кг/м, условная вязкость 30 с, водоотдача 15 см3/30 мин. В компоновку низа инструмента включили: долото Ш - 125 ТК3цв., наддолотный переводник с одной насадкой диаметром 10 мм, УБТ - 24 м далее колонна бурильных труб. Режим обработки стенок скважины гидромониторными струями промывочной жидкости: скорость истечения струи жидкости 90 м/с, частота вращения долота 1,0 с, скорость движения инструмента 6-12 м/ч.At the opening of the productive stratum in the well 3842 "3" of Pavlovskaya area, NGDU "Aznakaevskneft" by the rotary method, 50 wt. % of Portland cement, 0.1 PAA (polyacrylamide) and 2.0 (wt.%) KSSB, and the parameters of the flushing fluid are given in accordance with the requirements of the design specification (geological engineering work): density 1070-1090 kg / m, nominal viscosity 30 s, water loss 15 cm 3/30 min. The layout of the bottom of the tool included: bit Ш - 125 ТК3цв., Over-bit sub with one nozzle with a diameter of 10 mm, drill collar - 24 m further on the drill pipe string. The processing mode of the walls of the well with hydro-monitor jets of flushing fluid: the velocity of the fluid stream is 90 m / s, the bit rotation frequency is 1.0 s, the tool speed is 6-12 m / h.
Как показали гидромеханические испытания ствола скважины в интервале обработки, при глубине зацементированного приствольного экрана 20-30 мм (установлена по анализу керна отобранного из стенок скважины сверлящим керноотборником при вторичном вскрытии нефтенасыщенного пласта) герметичность ствола не была нарушена при создании репрессии 15 МПа и депрессии 15 МПа. As the hydromechanical tests of the wellbore in the processing interval showed, at a depth of cemented borehole screen of 20-30 mm (established by analysis of the core taken from the walls of the well with a drilling core sampler during the second opening of the oil-saturated formation), the tightness of the bore was not broken when creating a repression of 15 MPa and a depression of 15 MPa .
К основным преимуществам способа относятся:
высокие гидроизолирующие характеристики формируемого в прискважинной зоне защитного экрана, состоящего из цементного камня закольмотированного слоя и корки на поверхности ствола, обеспечивающего надежную изоляцию проницаемых и упрочнение неустойчивых, а также склонных к гидроразрыву горных пород;
широкие возможности способа по облегчению и упрощению конструкций скважин, неметаллического крепления ствола, заканчивания скважин открытым забоем, сохранению природных коллекторских свойств продуктивных пластов и потенциальной продуктивности скважин.The main advantages of the method include:
high waterproofing characteristics of the protective screen formed in the near-wellbore zone, consisting of a cemented stone and a crust layer on the surface of the trunk, providing reliable insulation of permeable and hardening of unstable and prone to hydraulic fracturing rocks;
the wide possibilities of the method for facilitating and simplifying well designs, non-metallic wellbore fastening, completion of wells with open bottom, preservation of the natural reservoir properties of productive formations and potential well productivity.
Реализация отмеченных преимуществ способа обеспечивает надежную долговременную герметичность крепи, сохраняет потенциальную продуктивность скважин, значительно увеличивает безводный период эксплуатации и создает оптимальные гидродинамические условия по обработке призабойных зон пластов (ОПЗП), применению методов увеличения нефтеотдачи пластов (МУН) и производству ремонтно-изоляционных работ (РИР) в процессе эксплуатации скважин. The implementation of the noted advantages of the method provides reliable long-term tightness of the lining, preserves the potential productivity of the wells, significantly increases the anhydrous period of operation and creates optimal hydrodynamic conditions for the treatment of bottom-hole formation zones (EOR), the use of methods to increase oil recovery (EOR) and the repair and insulation works (RIR) ) during the operation of wells.
Как показали результаты промысловых испытаний предлагаемого способа, дебит скважин в сравнении с традиционными методами заканчивания скважин повысился в 1,5-3,0 раза, обводненность нефти снизилась на 75-100%, затраты средства и времени на проведение РИР сокращены в 3-10 раз. As the results of field trials of the proposed method showed, the well production rate increased by 1.5-3.0 times compared to traditional well completion methods, the water cut of oil decreased by 75-100%, the cost and time spent on conducting RIRs were reduced by 3-10 times .
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2000131335/03A RU2211301C2 (en) | 2000-12-13 | 2000-12-13 | Method of wellbore treatment |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2000131335/03A RU2211301C2 (en) | 2000-12-13 | 2000-12-13 | Method of wellbore treatment |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2000131335A RU2000131335A (en) | 2002-11-10 |
RU2211301C2 true RU2211301C2 (en) | 2003-08-27 |
Family
ID=29245263
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2000131335/03A RU2211301C2 (en) | 2000-12-13 | 2000-12-13 | Method of wellbore treatment |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2211301C2 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2612413C1 (en) * | 2015-12-22 | 2017-03-09 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") | Borehole conditioning method |
-
2000
- 2000-12-13 RU RU2000131335/03A patent/RU2211301C2/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (2)
Title |
---|
Инструкция по технологии управляемой кольматации проницаемых пород при бурении и заканчивании скважин, РД 51-111-86. - М.: 1986, с.4-19. * |
НАЗАРОВ В.И. и др. Использование воздействия высоконапорных струй при строительстве скважин. - М.: ВНИИОЭНГ, 1985, с.10-36. * |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2612413C1 (en) * | 2015-12-22 | 2017-03-09 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") | Borehole conditioning method |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2375561C2 (en) | Method of well completion in underground formation (versions) | |
US6719054B2 (en) | Method for acid stimulating a subterranean well formation for improving hydrocarbon production | |
EA001793B1 (en) | Chemically induced stimulation of subterraneancarbonaceous formations with aqueous oxidizinig solutions | |
RU2393320C1 (en) | Slim hole well construction method | |
CN111472739A (en) | Staged fracturing production-increasing transformation method for 3-inch semi-solid well completion shaft of sidetracking horizontal well | |
RU2211301C2 (en) | Method of wellbore treatment | |
RU2740505C1 (en) | Acid treatment method of open horizontal shaft of wells | |
RU2612413C1 (en) | Borehole conditioning method | |
RU2320854C1 (en) | Well operation method | |
RU2205950C1 (en) | Method of treatment of producing carbonate formation | |
SU1709076A1 (en) | Method of filtration well completion | |
RU2208129C2 (en) | Method of well cementing | |
SU1206431A1 (en) | Method of isolating bottom water in oil well | |
RU2651829C1 (en) | Method for preventing coning of bottom water in small-scale horizontal well | |
RU2774251C1 (en) | Method for eliminating flows behind the casing in petroleum production boreholes | |
RU2140521C1 (en) | Method of well completion | |
RU2174595C1 (en) | Process of isolation of water-saturated pools in operational wells | |
RU2211303C2 (en) | Method of shutoff of water inflow to well | |
RU2280762C1 (en) | Method for hydraulic coal bed fracturing | |
RU2194842C2 (en) | Method of hydraulic isolation of formations in completion of well construction | |
SU1686129A1 (en) | Well cementing method | |
RU2177541C2 (en) | Method of directional hydraulic fracturing of formation | |
RU2769862C1 (en) | Method for reagent-wave hydropercussion treatment of borehole zone of reservoirs with hard-to-recover oil reserves | |
RU2386786C2 (en) | Treatment method of high-permeability of well | |
RU2775849C1 (en) | Method for increasing tightness of annular space of oil and gas wells (options) |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20031214 |
|
NF4A | Reinstatement of patent | ||
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20061214 |