RU2277634C1 - Способ реагентной разглинизации горизонтальной или наклонной скважины - Google Patents
Способ реагентной разглинизации горизонтальной или наклонной скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2277634C1 RU2277634C1 RU2004138472/03A RU2004138472A RU2277634C1 RU 2277634 C1 RU2277634 C1 RU 2277634C1 RU 2004138472/03 A RU2004138472/03 A RU 2004138472/03A RU 2004138472 A RU2004138472 A RU 2004138472A RU 2277634 C1 RU2277634 C1 RU 2277634C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- reagent
- horizontal
- zone
- bath
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Изобретение относится к горной и нефтегазовой промышленности и может быть использовано при эксплуатации горизонтальных скважин, вскрывших продуктивные пласты и предназначенные для добычи газообразных и жидких углеводородов, различных вод, а также захоронения производственных отходов. Обеспечивает повышение качества реагентной разглинизации горизонтальной или наклонной скважины и повышение эффективности использования реагентов для интенсификации добычи нефти в горизонтальных или наклонных скважинах. Согласно изобретению определяют на горизонтальном или наклонном участке скважины местоположение зоны максимального поглощения жидкости. Формируют в области на горизонтальном или наклонном участке скважины первую ванну путем подачи по насосно-компрессорным трубам реагента, выполняющего функцию разглинизатора. Объем первой ванны увеличивают перемещением места подачи реагента-разглинизатора на горизонтальном или наклонном участке скважины от наиболее удаленного от зоны максимального поглощения жидкости места в направлении к зоне максимального поглощения жидкости. Выдерживают первую ванну и удаляют продукты реакции промывкой скважины. Затем формируют в области на горизонтальном или наклонном участке скважины вторую ванну путем подачи по насосно-компрессорным трубам реагента, выполняющего функцию стабилизатора. Объем второй ванны увеличивают перемещением места подачи реагента-стабилизатора на горизонтальном или наклонном участке скважины от наиболее удаленного от зоны максимального поглощения жидкости места в направлении к зоне максимального поглощения жидкости. Выдерживают вторую ванну и удаляют продукты реакции промывкой скважины. Затем осваивают скважину. 1 н. и 14 з.п. ф-лы, 8 ил.
Description
Изобретение относится к горной и нефтегазовой промышленности и может быть использовано при эксплуатации горизонтальных скважин, вскрывших продуктивные пласты и предназначенных для добычи газообразных и жидких углеводородов, различных вод, а также захоронения производственных отходов.
Развитие техники и технологии позволяет в настоящее время бурить скважины заданной конфигурации, в том числе и горизонтальные скважины. Использование таких скважин делает возможным решение ряда технологических задач в области разработки нефтяных месторождений при минимальных затратах средств. Сравнение технологических и экономических показателей эксплуатации вертикальных и горизонтальных скважин при близких геолого-физических условиях объекта разработки показывает преимущество использования последних (Богданов В.Л., Медведев Н.Я. и др. "Анализ результатов бурения и эксплуатации горизонтальных скважин на Федоровском месторождении". Ж-л "Нефтяное Хозяйство", №8, 2000 г., с.30-42).
Как показывает практика, при эксплуатации горизонтальных скважин имеют место случаи, когда величина начального дебита таких скважин оказывается значительно меньше потенциального дебита, который следовало бы ожидать на основании инженерных оценок. Встречаются вообще "сухие" скважины. Причиной такого положения является, как правило, кольматация зоны пласта, примыкающей к стволу скважины. Причины и механизм этого явления в условиях вертикальных скважин достаточно хорошо изучены. Разработаны методы разрушения и последующего удаления кольматирующих веществ из пласта и повышения его проницаемости. Одним из наиболее эффективных методов является метод реагентной разглинизации, основанный на разукрупнении глинистых минералов с последующим их растворением и удалением из пласта продуктов реакции. Развитие этого метода осуществляется путем применения новых, более эффективных реагентов-разглинизаторов и реагентов-стабилизаторов и совершенствования технологии их применения. (Патент РФ №2055983, Е 21 В 43/27, опубл. 1996 г.), (Патент РФ №2120546, Е 21 В 43/27, опубл. 1998 г.).
Использование технологий интенсификации добычи углеводородов, разработанных для вертикальных скважин, часто невозможно в горизонтальных скважинах из-за их особенностей: пространственного расположения ствола скважин, конструктивно-технических решений и др. В настоящее время существуют отечественные и зарубежные патенты, посвященные решению этих и близких вопросов, связанных с увеличением дебита горизонтальных скважин и с методами доставки реагентов в горизонтальную или наклонную скважину.
Так, в ряде патентов предлагаются технические решения, направленные на улучшение технологии интенсификации добычи нефти методом кислотной обработки скважины (Патент РФ №2209304, Е 21 В 43/27, опубл. 2002 г.), (Патент РФ №2061180, Е 21 В 43/27, опубл. 1996 г.), (Патент РФ №2144616, Е 21 В 43/27, опубл. 2000 г.), (Патент РФ №2208147, Е 21 В 43/27, опубл. 2003 г.), изоляции водопритоков (Патент РФ №2101484, Е 21 В 43/27, опубл. 1998 г.), промывки горизонтальных скважин (Патент РФ №2026959, Е 21 В 21/00, опубл. 1995 г.), (Патент РФ №2165007, Е 21 В 37/00, опубл. 2001 г.), (Патент US №4844158, Е 21 В 43/25, опубл. 1989 г.), (Патент US №5462118, Е 21 В 37/00, опубл. 1959 г.). Однако эти технические решения не позволяют эффективно произвести реагентную разглинизицию горизонтальной или наклонной скважины и повысить дебит горизонтальной скважины, пробуренной, например, на терригенные нефтенасыщенные пласты.
Причиной низких дебитов горизонтальных скважин, вскрывших терригенные коллектора, является, как правило, кольматация зоны пласта, примыкающей к стволу скважины. Причины и механизм этого явления, как указано ранее, в условиях вертикальных скважин достаточно хорошо изучены. Но в условиях горизонтальных скважин использование известных способов оказывается мало результативным, что связано прежде всего с большой протяженностью горизонтальной или наклонной части скважины, а также с низким качеством установки стационарных ванн реагентов при проведении технологических операций.
Наиболее близким к заявленному техническому решению является известный способ реагентной разглинизации скважин, который включает формирование в зоне перфорации скважины первой ванны реагента-разглинизатора - водного раствора кислой соли щелочного металла, ее выдержку, удаление, последующее формирование в той же зоне второй ванны реагента-стабилизатора - раствора соляной кислоты с хлористым калием, ее выдержку, удаление второй ванны, последующее освоение скважины, при этом формирование первой и второй ванны производят закачкой реагентов по колонне насосно-компрессорных труб НКТ, опущенных до нижних отверстий перфорации (Патент РФ №2055983, Е 21 В 43/27, опубл. 1996 г.).
При использовании этого способа место подачи реагентов для постановки первой и второй ванны является стационарным, а именно, в область нижней границы фильтра у забоя.
Ограничением этого способа при его применении в случае горизонтальных скважин является недостаточное взаимодействие закачиваемых в скважину реагентов с соединениями, кольматирующими зону, примыкающую к скважине и, как следствие, малая эффективность мероприятий по интенсификации добычи нефти. Использование известных технологий, разработанных для условий вертикальных скважин, в условиях горизонтальных или наклонных скважин часто не приводит к повышению дебита. Анализ причин отрицательных результатов показал, что такое положение обуславливается, в основном, следующими особенностями горизонтальных скважин: их профилем, значительной протяженностью горизонтальной части ствола скважины и большой площадью контакта фильтра с пластом.
Решаемая изобретением задача - повышение качества реагентной разглинизации горизонтальной или наклонной скважины и повышение эффективности использования реагентов для интенсификации добычи нефти в горизонтальных или наклонных скважинах.
Технический результат, который может быть получен при осуществлении способа, - повышение результативности разглинизации за счет увеличения площади воздействия реагентами на соединения, кольматирующие фильтр горизонтальной скважины или открытый ствол; увеличение проницаемости зоны пласта, примыкающей к скважине, и, как следствие, повышение технологической эффективности работ по интенсификации добычи нефти, т.е. получение более высокого дебита нефти; уменьшение количества используемых реагентов для разглинизации скважины.
Для решения поставленной задачи с достижением указанного технического результата способ реагентной разглинизации горизонтальной или наклонной скважины включает:
- определение на горизонтальном или наклонном участке скважины местоположения зоны максимального поглощения жидкости,
- формирование в области на горизонтальном или наклонном участке скважины первой ванны путем подачи по насосно-компрессорным трубам реагента, выполняющего функцию разглинизатора, при этом объем первой ванны увеличивают перемещением места подачи реагента-разглинизатора на горизонтальном или наклонном участке скважины от наиболее удаленного от зоны максимального поглощения жидкости места в направлении к зоне максимального поглощения жидкости, выдержку первой ванны и удаление продуктов реакции промывкой скважины,
- формирование в области на горизонтальном или наклонном участке скважины второй ванны путем подачи по насосно-компрессорным трубам реагента, выполняющего функцию стабилизатора, при этом объем второй ванны увеличивают перемещением места подачи реагента-стабилизатора на горизонтальном или наклонном участке скважины от наиболее удаленного от зоны максимального поглощения жидкости места в направлении к зоне максимального поглощения жидкости, выдержку второй ванны и удаление продуктов реакции промывкой скважины,
- освоение скважины.
Возможны дополнительные варианты осуществления способа, в которых целесообразно, чтобы:
- если зона максимального поглощения жидкости расположена в области забоя скважины, то первоначальное место подачи реагента-разглинизатора или первоначальное место подачи реагента-стабилизатора выбирали в области перехода горизонтального или наклонного участка скважины в вертикальный участок скважины;
- если зона максимального поглощения жидкости расположена в области перехода горизонтального или наклонного участка скважины в вертикальный участок скважины, то первоначальное место подачи реагента-разглинизатора или первоначальное место подачи реагента-стабилизатора выбирали в области забоя скважины;
- если зона максимального поглощения жидкости расположена на срединном участке горизонтальной или наклонной скважины, то определяют, какое расстояние является наибольшим от зоны максимального поглощения жидкости - от забоя скважины или от перехода горизонтального или наклонного участка скважины в вертикальный участок скважины, первоначальное место подачи реагента-разглинизатора или первоначальное место подачи реагента-стабилизатора выбирали бы, соответственно, на наибольшем расстоянии от зоны максимального поглощения жидкости, и подают реагент-разглинизатор или реагент стабилизатор от наиболее удаленного от зоны максимального поглощения жидкости места в направлении к зоне максимального поглощения жидкости, а затем подают реагент-разглинизатор или подают реагент-стабилизатор от менее удаленного от зоны максимального поглощения жидкости места в направлении к зоне максимального поглощения жидкости;
- первоначальное место подачи реагентов выбирали в месте начала первого по ходу фильтра или в месте начала открытого ствола скважины;
- объем первой и/или второй ванны увеличивали путем ступенчатого перемещения места подачи реагента за счет перемещения и последующего удаления или наращивания в устье скважины, по крайней мере, одной насосно-компрессорной трубы, при этом объем Vзак закачки реагента выбирают не менее
Vзак=1,3 π r2 Lтр, где
Vзак - объем закачиваемого реагента, м3,
π=3,14,
r - радиус ствола скважины, м,
Lтр - длина удаленного или наращенного участка насосно-компрессорных труб, м;
- объем первой и/или второй ванны увеличивали путем непрерывного перемещения места подачи реагента за счет сворачивания или разворачивания над устьем скважины насосно-компрессорной трубы, при этом скорость Qзак закачки реагента выбирают не менее
Qзак=1,3 π r2 uтр, где
Qзак - объемная скорость закачки реагента (расход), м3/сек
π=3,14,
r - радиус ствола скважины, м,
uтр - скорость перемещения гибкой насосно-компрессорной трубы, м/сек;
- при формировании первой и/или второй ванны давление нагнетания реагента выбирали не более 15% от величины пластового давления;
- для формирования первой и второй ванны нижний конец насосно-компрессорной трубы оборудовали воронкой;
- для формирования первой и второй ванны нижний конец насосно-компрессорной трубы оборудовали башмаком с радиально расположенными на его цилиндрической поверхности отверстиями;
- промывку скважины производили за счет перемещения места подачи воды от места на горизонтальном или наклонном участке скважины наиболее удаленном от зоны максимального поглощения жидкости в направлении этой зоны максимального поглощения жидкости;
- промывку скважины производили за счет ступенчатого перемещения места подачи воды;
- промывку скважины производили за счет непрерывного перемещения места подачи воды.
Указанные преимущества, а также особенности настоящего изобретения поясняются лучшим вариантом его осуществления со ссылками на прилагаемые фигуры.
Фиг.1 изображает технологическую схему способа, когда зона максимального поглощения жидкости расположена в области забоя, момент времени начала постановки первой или второй ванны.
Фиг.2 - то же, что фиг.1, в момент времени окончания постановки первой или второй ванны.
Фиг.3 - технологическую схему способа, когда зона максимального поглощения жидкости расположена в области перехода горизонтальной или наклонной скважины в вертикальную скважину, момент времени начала постановки первой или второй ванны.
Фиг.4 - то же, что фиг.3, в момент времени окончания постановки первой или второй ванны.
Фиг.5 - технологическую схему способа, когда зона максимального поглощения жидкости расположена на срединном участке горизонтальной или наклонной скважины, момент времени начала постановки первой или второй ванны.
Фиг.6 - то же, что фиг.5, промежуточный этап.
Фиг.7 - то же, что фиг.5, подача реагента от места менее удаленного от зоны максимального поглощения жидкости.
Фиг.8 - то же, что фиг.5, в момент времени окончания постановки первой или второй ванны.
С позиции физико-химической гидродинамики успех мероприятий по интенсификации добычи горизонтальных скважин достигается только тогда, когда наряду с правильным выбором реагентов будет обеспечен их контакт с объектом воздействия, т.е. глинистыми минералами, что и реализовано в заявленном способе. Заявленный способ применим для горизонтальных или наклонных участков скважины, оборудованных фильтром, а также для открытого ствола скважины.
Выбор профиля и протяженности горизонтального участка определяется не только особенностями геолого-технических условий эксплуатации нефтяных месторождений, но и особенностями технологии их разработки. Этими причинами вызвано разнообразие видов горизонтального участка скважин. Основными видами горизонтального участка ствола являются: прямолинейный, в виде дуги окружности, волнообразный. Причем прямолинейный участок может быть горизонтальным или наклонным, т.е. монотонно изменяющимся по глубине.
В вертикальных скважинах нет условий для накопления газа или твердых веществ в зоне фильтра из-за разности их плотностей и плотности заполняющего скважину флюида (сегрегация газа вверх по стволу и осаждение тяжелой, в частности твердой, фазы ниже фильтровой зоны).
В горизонтальных скважинах такие условия имеют место. Так, в горизонтальной части фильтра волнообразного ствола газ скапливается в верхней части, а более тяжелые вещества, в том числе растворы с более высокой плотностью, находятся в нижних участках ствола. Такие явления также возникают, если в зоне фильтра имеются максимумы или минимумы по глубине и при других конфигурациях ствола. Газовая фаза (газ, выделяющийся из жидкости при повышении температуры в зависимости от глубины при движении ее по стволу скважины) и тяжелая фаза (продукты коррозии, компоненты глинистого раствора, тонкие фракции минералов, поступающие из пласта и др.) не удаляются полностью из горизонтального участка ствола скважины применяемыми обычно методами. Учитывая малые углы наклона ствола скважины в горизонтальной его части, доля фильтра, экранированного газовой и твердой фазами, может быть существенной.
Очевидно, что с поверхностью фильтра, экранированной от пространства скважины, реагент не будет вступать в реакцию. Это и является причиной малой эффективности известной технологии в горизонтальных скважинах.
Низкая эффективность воздействия реагентами на призабойную зону пласта наблюдается в тех случаях, когда в горизонтальной скважине имеется контакт с участком пласта с относительно высокой проницаемостью или с микротрещинами. В этом случае при нагнетании реагентов в скважину последние поступают в основном в указанный интервал и поэтому эффективность обработок оказывается не высокой. Такие участки имеются в большинстве горизонтальных скважин. При снижении пластового давления в процессе разработки ниже гидростатического в этих участках пласта при остановке работы скважины происходит интенсивное поглощение жидкости из ствола скважины в пласт. Скорость поглощения определяется по сокращению объема жидкости в мерных емкостях на поверхности. Положение зоны поглощения определяется по результатам исследования скважины расходомером, спускаемым в скважину на гибких НКТ. Наличие таких зон проницаемости значительно усложняет постановку ванн реагентов в процессе проведения технологических мероприятий. Поэтому одной из основных задач при выполнении работ, например, по очистке призабойной зоны пласта от кольматирующих соединений, является достижение максимального контакта с поверхностью ствола скважины используемых реагентов и минимизации потерь реагентов за счет фильтрации последних в пласт в зоне максимального поглощения жидкости. Для чего расходомером в случае наличия нескольких зон проницаемости определяют зону максимального поглощения жидкости.
Поэтому для решения поставленной задачи известный способ реагентной разглинизации скважин модифицируют следующим образом (фиг.1, 2). Известный способ реагентной разглинизации скважины 1 включает формирование в области перфорации при помощи НТК 2 первой ванны реагента-разглинизатора (например, водного раствора кислой соли щелочного металла), ее выдержку, удаление. Последующее формирование в той же области перфорации второй ванны реагента-стабилизатора (например, водного раствора соляной кислоты с добавлением хлористого калия), ее выдержку. Удаление второй ванны промывкой и последующее освоение скважины.
Для горизонтальных или наклонных скважин 1 согласно изобретению сначала определяют на горизонтальном или наклонном участке скважины 1 местоположение зоны максимального поглощения жидкости. Затем при помощи подачи по НКТ 2 реагента, выполняющего функцию разглинизатора, формируют в области на горизонтальном или наклонном участке скважины 1 первой ванны. Объем (размеры) первой ванны увеличивают путем перемещения на горизонтальном или наклонном участке скважины 1 места подачи реагента-разглинизатора воронки 3 от места, наиболее удаленного на горизонтальном или наклонном участке скважины 1 от зоны максимального поглощения жидкости (фиг.1), в направлении к зоне максимального поглощения жидкости. Выдерживают первую ванну (фиг.2) и поскольку скважина 1 имеет достаточно большую протяженность удаляют продукты реакции промывкой скважины.
Далее, при помощи подачи по НКТ 2 реагента, выполняющего функцию стабилизатора, формируют в области на горизонтальном или наклонном участке скважины 1 вторую ванну. Объем второй ванны увеличивают путем перемещения на горизонтальном или наклонном участке скважины 1 места подачи реагента-стабилизатора воронки 3 от места, наиболее удаленного от зоны максимального поглощения жидкости (фиг.1), в направлении этой зоны максимального поглощения жидкости. Выдерживают вторую ванну (фиг.2) и удаляют продукты реакции промывкой скважины 1. Осваивают скважину обычным образом, свабированием или откачкой рабочим насосом.
В зависимости от места нахождения зоны максимального поглощения возможны различные модификации заявленного способа.
Если зона максимального поглощения жидкости расположена в области забоя скважины 1 (фиг.1), то первоначальное место подачи реагентов выбирают в области перехода горизонтальной или наклонной скважины в вертикальную скважину. Первоначальное место подачи реагентов выбирают в месте начала первого по счету фильтра (фиг.1) или в месте начала открытого ствола скважины 1.
При условии, что зона максимального поглощения жидкости расположена в области перехода горизонтальной или наклонной скважины 1 в вертикальную скважину 1 (фиг.3), первоначальное место подачи реагентов выбирают в области забоя скважины 1. Первоначальное место подачи реагентов также целесообразно выбирать в месте начала первого по ходу перемещения башмака 4 фильтра или в месте начала открытого ствола скважины 1 (фиг.3). Для этого башмак 4 располагают в области места начала фильтра или в области места начала открытого ствола скважины 1.
Если зона максимального поглощения жидкости расположена на срединном участке горизонтальной или наклонной скважины 1 (фиг.5), то разглинизацию скважины 1 осуществляют в два этапа. Определяют наибольшее расстояние от зоны максимального поглощения жидкости - от забоя скважины 1 L1 или от перехода горизонтальной или наклонной скважины 1 в вертикальную скважину L2. L1>L2.
Первоначальное место подачи реагентов выбирают, соответственно, на наибольшем расстоянии L1 от зоны максимального поглощения жидкости (фиг.6) и подают реагенты от места наиболее удаленного от зоны максимального поглощения жидкости в направлении зоны максимального поглощения жидкости. Заканчивают первый этап (фиг.6). На втором этапе подают реагент-разглинизатор или подают реагент-стабилизатор от места менее удаленного от зоны максимального поглощения жидкости (фиг.7) в направлении зоны максимального поглощения жидкости. Заканчивают формирование ванны (фиг.8).
С учетом геолого-технических условий возможно ступенчатое перемещение воронки 3 или башмака 4 НКТ 2.
Объем первой и/или второй ванны можно увеличивать путем ступенчатого перемещения места подачи реагента за счет перемещения и последующего удаления или наращивания в устье скважины 1, по крайней мере, одной насосно-компрессорной трубы 2, при этом объем Vзак закачки реагента выбирают не менее
Vзак=1,3 π r2 Lтр, где
Vзак - объем закачиваемого реагента, м3,
π=3,14,
r - радиус ствола скважины 1, м,
Lтр - длина удаленного или наращенного участка насосно-компрессорных труб 2, м.
Для уменьшения трудоемкости операций допускается последовательное удаление двух, трех и более труб, в том случае, если длина непрерывного фильтра составляет 100 и более метров или при большом расстоянии между отдельными фильтрами. Закачку реагентов целесообразно производить в объеме равном не менее чем 1,3 объема ствола скважины 1, соответствующего длине трубы НКТ 3 (10-11 м). Коэффициент 1,3 вводится для компенсации потерь реагентов.
При наличии зоны максимального поглощения жидкости на срединном участке горизонтальной или наклонной скважины (фиг.5-8) сначала производят заполнение дальнего участка ствола скважины 1 от забоя до зоны максимального поглощения (фиг.5, 6). При этом объем реагента составляет Vзак1=1,3 π r2 L1, где r - радиус ствола скважины, м; L1 - длина перемещения башмака 4 от забоя до зоны максимального поглощения, м. Перемещение башмака 4 производится в направлении от забоя к зоне максимального поглощения.
Второй этап. Заполнение ствола скважины 1 от начала первого (со стороны устья скважины 1) фильтра по ходу башмака 4 или начала открытого ствола до зоны максимального поглощения. Объем реагента составляет не менее Vзак2=1,3 π r2 L2, r - радиус ствола скважины, м; L2 - длина перемещения башмака 4 от первого фильтра или начала открытого ствола до границы зоны максимального поглощения жидкости, м. Перемещение башмака 4 производится в направлении от первого фильтра к зоне максимального поглощения. Скорость подачи реагента в скважину 1 должна быть не менее скорости поглощения жидкости скважиной 1.
Возможно непрерывное перемещение воронки 3 или башмака 4 с одновременной закачкой реагента в скважину 1 при помощи гибких НКТ 2. При этом скорость Qзак подачи реагента в скважину 1 должна быть не менее чем 1,3 π r2uтр, где Qзак - объемная скорость закачки реагента (расход), м3/сек; π=3,14; r - радиус ствола скважины, м; uтр - скорость перемещения гибкой НКИ 2, м/сек. При этом обеспечивают полное заполнение ствола скважины 1 реагентом с учетом возможных утечек в пласт. Для перемещения воронки 3 или башмака 4 на устье скважины гибкие НКТ 2 в зависимости от описанных выше условий обработки скважины 1 наматывают или сматывают с барабана, в свободный конец гибких НКТ 2 на устье скважины закачивают реагент.
Давление нагнетания реагентов (жидкости при помощи, которой реагент доводится до пласта и нагнетается в скважину 1 в область фильтра или открытого ствола скважины 1) не должно превышать 15% от величины пластового давления (обычно в интервале 10-15%) для уменьшения утечки реагентов в проницаемые зоны пласта.
Оборудование нижнего торца НКТ 2 вместо воронки 3 (фиг.1, 2) башмаком 4 (фиг.3-9)), на цилиндрической части которого имеются отверстия (или щели), позволяет произвести подачу реагентов в радиальном направлении ствола скважины 1. Такое движение реагентов способствует большему контакту с кольматирующими скважину 1 веществами и преодолению экранирующих газовой и жидкой фаз.
Проведение промывок скважины 1 водой для удаления продуктов реакции и реагентов, не вступивших в реакцию с кольматирующими соединениями, проводят по технологии, аналогичной технологии, используемой при постановке первой и второй ванн реагентов. Целесообразность использования такой технологии промывки очевидна при использовании коррозионно-активных реагентов.
Примеры конкретного осуществления способа.
Пример 1.
Диаметр эксплуатационной колонны горизонтальной скважины 1 равен 146 мм. Диаметр хвостовика равен 102 мм. Длина горизонтального участка скважины от 1319 до 1816 м. Интенсификации подлежат объекты 1681-1716 м, 1727-1740 м, 1784-1814 м, где расположены фильтры. Искусственный забой 1815 м. Дебит скважины 11 м3 при обводненности продукции около 40%.
Производят замеры скорости поглощения жидкости в скважине 1 и определение интервала зоны поглощения.
Замер скорости поглощения производят на поверхности, регистрируя изменение уровня жидкости, например пластовой воды, в мерной емкости, например в емкости цементировочного агрегата ЦА-320М.
Определение положения зоны максимального поглощения определяют скважинным расходомером.
В результате измерений определили, что максимальная зона поглощения находится в интервале 1681-1688 м, что соответствует фиг.3, 4.
В скважину спускают колонну НКТ 2 длиной 1814 м до глубины ниже нижнего интервала последнего фильтра. Объем раствора реагента-разглинизатора принимают равным 1,5 объема горизонтального участка ствола скважины для того, чтобы учесть фильтрацию раствора в пласт и ошибки измерения объемов при постановке первой ванны. В цементировочном агрегате ЦА-320М приготавливают 3 м3 реагента-разглинизатора, для чего в пресной воде, предварительно нагретой до 40-50°С, растворяют 240 кг бикарбоната натрия. Цементировочный агрегат соединяют с НКТ 2, после чего раствор бикарбоната натрия закачивают в НКТ 2 при открытой затрубной задвижке. Доводят до забоя реагент-разглинизатор, продавливая его пресной водой или солевым раствором в объеме 0,63 м3. Затем продавливают реагент-разглинизатор в скважину 1, замеряя его объем. Объем реагента должен быть на 10-30% больше объема 10-11 м скважины (длина одной НКТ 2). Поэтому подаем в скважину 0,1 м3 раствора. Удаляем из скважины 1 одну насосно-компрессорную трубу 2 при помощи агрегата А-50. В результате этого башмак 4 НКТ 2 располагается на удалении от устья скважины 1 на 10 м меньше первоначального положения, т.е. на удалении 1804 м.
Далее повторяют цикл указанных операций (закачка реагента, перемещение башмака 4 на 10-11 м путем удаления НКТ 2) до тех пор, пока башмак 4 не пройдет весь первый фильтр. При проведении каждого цикла замеряют объем закаченного в скважину 1 реагента (жидкости используемой для продавки реагента) и жидкости выходящей из межтрубного пространства скважины 1. Рассчитывают количество реагента, поступающего из скважины в пласт. Полученные результаты используют для корректировки объема закачиваемого реагента.
Подаем в скважину еще 0,1 м3 и опять удаляем одну трубу, башмак 4 находится на 1794 м от устья. Повторяем эти операции до тех пор, пока башмак 4 не будет располагаться на удалении 1774 м. Учитывая расположение испытываемых интервалов, закачиваем в скважину 1 одновременно три "порции" реагента, т.е. 0,3 м3 и удалим из скважины соответственно три трубы, переместив башмак 4 НКТ 2 сразу на 30 м на отметку 1744 м. Далее продолжаем операции по закачке реагента (0,1 м3) и удалении одной трубы до тех пор, когда башмак 4 НКТ 2 не достигнет 1688 м.
Для того, чтобы произошла реакция между реагентом-разглинизатором и кольматирующими соединениями, осуществляем выдержку, оставляем скважину 1 на период протекания реакции 15-20 часов.
Перемещаем башмак 4 НКТ 2 на первоначальное расстояние от устья скважины, 1814 м, путем добавления удаленных НКТ 3.
Производим промывку скважины 1 водой объемом 25 м3. В случае, если при постановке первой ванны реагента-разглинизатора обнаружено достаточно интенсивное поглощение реагента (наличие нескольких зон повышенной проницаемости), промывку скважины 1 производят по ступеням, так же, как постановку первой ванны за счет ступенчатого перемещения места подачи воды.
Постановку второй кислотной ванны реагента-стабилизатора осуществляем таким же образом, как и первой. Для этого в НКТ 2 переводим 3 м3 12-14% соляной кислоты и доводим ее до забоя водой в объеме 0,63 м3. Дальнейшие действия проводим аналогично постановке первой ванны. Осуществляем выдержку второй ванны в течение 2-4 часов. Скважину промываем водой в объеме 35-40 м3, осваиваем свабированием или откачкой рабочим насосом и передаем в эксплуатацию.
В результате проведенных операций дебит скважины увеличился до 36 м3 в стуки, а обводненность продукции скважины уменьшилась до 28%.
Аналогично описанному выше примеру осуществляют постановку первой и второй ванн при непрерывном перемещении места подачи реагента. При этом объем первой и/или второй ванны увеличивают путем непрерывного перемещения башмака 4 за счет свертывания на барабан над устьем скважины 1 гибкой НКТ 2. Объемная скорость Qзак закачки реагента выбирают не менее 1,3 π r2 Vтр.
Аналогично осуществляют работы при расположении зоны максимального поглощения жидкости в области забоя с учетом перемещения НКТ 2 в сторону последнего, причем закачку реагентов начинают не ниже начала первого фильтра, расположенного в области перехода наклонного или горизонтального участка скважины 1 в вертикальную скважину, при этом воронку 3 перемещают в сторону забоя скважины (фиг.1, 2).
Пример 2.
Диаметр эксплуатационной колонны горизонтальной скважины равен 146 мм. Диаметр хвостовика равен 102 мм (1319-1681 м). Искусственный забой 1815 м.
Открытый ствол 1681-1815 м. Дебит скважины 9 м нефти в сутки при обводненности продукции 56%.
Задача, которую предстояло решить - увеличить дебит нефти и уменьшить долю воды в продукции скважины. Испытание скважины показало, что при забойном давлении, равном практически гидростатическому давлению, имеет место поглощение пластовой воды со скоростью 35 м3/сут.
Исследование скважины глубинным расходомером покозало, что основное поглощение жидкости из скважины в пласт (около 80%) происходит в интервале 1730-1736 м. Зона максимального поглощения жидкости 6 м. L1=79 м, L2=49 м (фиг.5).
В скважину спускают гибкие НКТ 2 - длинномерные трубы длиной 1814 м, т.е. до забоя скважины 1, оборудовав их конец башмаком 4 (распылителем). В цементировочном агрегате ЦА-320М приготавливают 3 м3 раствора реагента-разглинизатора, для чего в пресной воде, предварительно нагретой до 40-50°С, растворяют 240 кг бикарбоната натрия. Цементировочный агрегат соединяют с НКТ 2, после чего раствор бикарбоната натрия закачивают в НКТ 2 при открытой затрубной задвижке. Доводят раствор до забоя, продавливая его водой. Затем подают в скважину 1 раствор реагента-разглинизатора в объеме не менее 0,26 м3, (оцененном по формуле Vзак1=1,3 π r2 L1) одновременно поднимая гибкие НКТ 2 на 79 м, так чтобы башмак 4 распылитель достиг границы интервала поглощения (1736 м). Скорость подъема гибкой трубы НКТ 2 оценивается по формуле uтр=Qзак/(1,3 π r2).
Перемещаем башмак 4 до расстояния от устья скважины 1325 м, т.е. на несколько метров ниже начала хвостовика и начинаем закачку реагента-разглинизатора. Такое начальное положение распылителя позволяет предотвратить осложнения при переходе НКТ из колонны (большего диаметра) в хвостовик (меньшего диаметра). Объем закачки не менее 1,3 м3 (Vзак2=1,3 π r2 L2). Скорость перемещения башмака 4 определяется по формуле uтр=Qзак/(1,3 π r2).
После полного заполнения скважины 1 реагентом скважину 1 закрываем (перекрываем трубную и межтрубную задвижки) и оставляем на 15-20 часов для протекания реакции.
Далее производим промывку пластовой водой в объеме не менее 20 м3. Для улучшения выноса продуктов реакции используется обратная промывка.
Аналогично первой, производим постановку второй ванны, включающей реагент-стабилизатор. Выдержка ванны должна составлять 2-4 часа.
Производим вторую промывку скважины аналогично первой промывке и передаем скважину в эксплуатацию.
В результате дебит скважины увеличился до 24 м3 нефти в сутки при уменьшении обводненности продукции до 36%.
Таким образом, предложенный способ в результате подачи реагентов непосредственно в зону фильтра скважины 1 и преодоления экранирующих соединений, как следствие, более полной очистки ее от кольматирующих веществ, позволяет получать более высокие дебиты нефти, чем при использовании известных ранее способов.
Наиболее успешно заявленный способ реагентной разглинизации скважины может быть промышленно применим в горизонтальных или наклонных скважинах со сложной геометрией или высокой неоднородностью пласта по проницаемости.
Claims (15)
1. Способ реагентной разглинизации горизонтальной или наклонной скважины, включающий:
а) определение на горизонтальном или наклонном участке скважины местоположения зоны максимального поглощения жидкости;
б) формирование в области на горизонтальном или наклонном участке скважины первой ванны путем подачи по насосно-компрессорным трубам реагента, выполняющего функцию разглинизатора, при этом объем первой ванны увеличивают перемещением места подачи реагента-разглинизатора на горизонтальном или наклонном участке скважины от наиболее удаленного от зоны максимального поглощения жидкости места в направлении к зоне максимального поглощения жидкости, выдержку первой ванны и удаление продуктов реакции промывкой скважины;
в) формирование в области на горизонтальном или наклонном участке скважины второй ванны путем подачи по насосно-компрессорным трубам реагента, выполняющего функцию стабилизатора, при этом объем второй ванны увеличивают перемещением места подачи реагента-стабилизатора на горизонтальном или наклонном участке скважины от наиболее удаленного от зоны максимального поглощения жидкости места в направлении к зоне максимального поглощения жидкости, выдержку второй ванны и удаление продуктов реакции промывкой скважины;
г) освоение скважины.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что если зона максимального поглощения жидкости расположена в области забоя скважины, то первоначальное место подачи реагентов выбирают в области перехода от горизонтального или наклонного участка скважины к вертикальному участку скважины.
3. Способ по п.2, отличающийся тем, что первоначальное место подачи реагентов выбирают в месте начала первого по ходу фильтра или в месте начала открытого ствола скважины.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что если зона максимального поглощения жидкости расположена в области перехода от горизонтального или наклонного участка скважины к вертикальному участку скважины, то первоначальное место подачи реагентов выбирают в области забоя скважины.
5. Способ по п.4, отличающийся тем, что первоначальное место подачи реагентов выбирают в месте начала первого по ходу фильтра или в месте начала открытого ствола скважины.
6. Способ по п.1, отличающийся тем, что если зона максимального поглощения жидкости расположена на срединном участке горизонтальной или наклонной скважины, то определяют наибольшее расстояние от зоны максимального поглощения жидкости - от забоя скважины или от перехода от горизонтального или наклонного участка скважины в вертикальный участок скважины, первоначальное место подачи реагентов выбирают, соответственно, на наибольшем расстоянии от зоны максимального поглощения жидкости и подают реагенты от наиболее удаленного от зоны максимального поглощения жидкости места в направлении зоны максимального поглощения жидкости, а затем подают реагенты от менее удаленного от зоны максимального поглощения жидкости места в направлении зоны максимального поглощения жидкости.
7. Способ по п.6, отличающийся тем, что первоначальное место подачи реагентов выбирают в месте начала первого по ходу фильтра или в месте начала открытого ствола скважины.
8. Способ по п.1, отличающийся тем, что объем первой и/или второй ванны увеличивают путем ступенчатого перемещения места подачи реагента за счет перемещения и последующего удаления или наращивания на устье скважины, по крайней мере, одной насосно-компрессорной трубы, при этом объем Vзак закачки реагента выбирают не менее
Vзак=1,3 π r2 Lтр,
где
Vзак - объем закачиваемого реагента, м3;
π=3,14;
r - радиус ствола скважины, м;
Lтр - длина удаленного или наращенного участка насосно-компрессорных труб, м.
9. Способ по п.1, отличающийся тем, что объем первой и/или второй ванны увеличивают путем непрерывного перемещения места подачи реагента за счет сворачивания или разворачивания над устьем скважины гибкой насосно-компрессорной трубы, при этом скорость Qзак закачки реагента выбирают не менее
Qзак=1,3 π r2 uтр,
где
Qзак - объемная скорость закачки реагента, м3/с;
π=3,14;
r - радиус ствола скважины, м;
uтр - скорость перемещения гибкой насосно-компрессорной трубы, м/с.
10. Способ по п.1, отличающийся тем, что при формировании первой и/или второй ванны давление нагнетания реагента выбирают не более 15% от величины пластового давления.
11. Способ по п.1, отличающийся тем, что для формирования первой и второй ванны нижний конец насосно-компрессорной трубы оборудуют воронкой.
12. Способ по п.1, отличающийся тем, что для формирования первой и второй ванны нижний конец насосно-компрессорной трубы оборудуют башмаком с радиально расположенными на его цилиндрической поверхности отверстиями.
13. Способ по п.1, отличающийся тем, что промывку скважины производят за счет перемещения места подачи воды от места на горизонтальном или наклонном участке скважины, наиболее удаленном от зоны максимального поглощения жидкости, в направлении этой зоны максимального поглощения жидкости.
14. Способ по п.13, отличающийся тем, что промывку скважины производят за счет ступенчатого перемещения места подачи воды.
15. Способ по п.13, отличающийся тем, что промывку скважины производят за счет непрерывного перемещения места подачи воды.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004138472/03A RU2277634C1 (ru) | 2004-12-28 | 2004-12-28 | Способ реагентной разглинизации горизонтальной или наклонной скважины |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004138472/03A RU2277634C1 (ru) | 2004-12-28 | 2004-12-28 | Способ реагентной разглинизации горизонтальной или наклонной скважины |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2277634C1 true RU2277634C1 (ru) | 2006-06-10 |
Family
ID=36712927
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2004138472/03A RU2277634C1 (ru) | 2004-12-28 | 2004-12-28 | Способ реагентной разглинизации горизонтальной или наклонной скважины |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2277634C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2579069C1 (ru) * | 2015-05-07 | 2016-03-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) | Способ заканчивания скважины, вскрывшей продуктивный пласт, расположенный вблизи от водонасыщенного пласта |
| RU2593281C1 (ru) * | 2015-05-07 | 2016-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ заканчивания скважины, вскрывшей продуктивный пласт, расположенный изолированно от водоносного пласта |
-
2004
- 2004-12-28 RU RU2004138472/03A patent/RU2277634C1/ru active
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2579069C1 (ru) * | 2015-05-07 | 2016-03-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) | Способ заканчивания скважины, вскрывшей продуктивный пласт, расположенный вблизи от водонасыщенного пласта |
| RU2593281C1 (ru) * | 2015-05-07 | 2016-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ заканчивания скважины, вскрывшей продуктивный пласт, расположенный изолированно от водоносного пласта |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2478778C2 (ru) | Способ обработки продуктивного пласта и скважинное оборудование для его осуществления | |
| RU2303172C1 (ru) | Скважинная струйная установка эмпи-угис-(21-30)к и способ ее работы | |
| RU2191896C2 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2320849C2 (ru) | Способ строительства и эксплуатации скважин | |
| RU2451165C1 (ru) | Способ ограничения притока пластовых вод в добывающую скважину | |
| RU2277634C1 (ru) | Способ реагентной разглинизации горизонтальной или наклонной скважины | |
| RU2211314C1 (ru) | Способ закачки жидкости в пласт | |
| RU2685381C1 (ru) | Способ добычи урана и сопутствующих элементов по технологии подземного скважинного выщелачивания с плазменно-импульсным воздействием на гидросферу скважины. | |
| RU2516062C1 (ru) | Способ заканчивания строительства добывающей горизонтальной скважины | |
| RU2361067C1 (ru) | Способ скважинной добычи жидкого полезного ископаемого, склонного к температурному фазовому переходу | |
| RU2569941C2 (ru) | Способ изоляции подошвенной воды | |
| CA2933205C (en) | Salt cavern washing with desalination and recycling of water | |
| RU2258803C1 (ru) | Способ обработки продуктивного пласта | |
| RU2423604C1 (ru) | Способ обработки продуктивного карбонатного пласта | |
| RU2584191C2 (ru) | Способ гидравлического разрыва продуктивного пласта | |
| RU2227206C1 (ru) | Способ подачи твердого реагента в скважину и устройство для его осуществления | |
| RU2001123503A (ru) | Способ разработки массивной нефтяной залежи | |
| RU2495231C1 (ru) | Способ промывки скважин с поглощающими пластами | |
| RU2717163C1 (ru) | Способ обработки прискважинной зоны продуктивного пласта | |
| RU2237153C1 (ru) | Устройство для удаления жидкости из газовой скважины | |
| RU2811127C1 (ru) | Способ заканчивания скважины стеклопластиковой обсадной колонной | |
| RU2164590C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2236559C1 (ru) | Способ селективной обработки пласта | |
| RU2812976C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти | |
| RU2680089C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с водоносными интервалами |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC4A | Invention patent assignment |
Effective date: 20080516 |