RU2285794C1 - Well bottom zone treatment method - Google Patents
Well bottom zone treatment method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2285794C1 RU2285794C1 RU2005109645/03A RU2005109645A RU2285794C1 RU 2285794 C1 RU2285794 C1 RU 2285794C1 RU 2005109645/03 A RU2005109645/03 A RU 2005109645/03A RU 2005109645 A RU2005109645 A RU 2005109645A RU 2285794 C1 RU2285794 C1 RU 2285794C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- formation
- zone
- increase
- rock
- Prior art date
Links
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано при обработке продуктивной зоны пласта для интенсификации притока пластового флюида к скважине.The invention relates to the oil and gas industry and can be used in the processing of the productive zone of the formation to intensify the flow of formation fluid to the well.
Известен способ кислотной обработки призабойной зоны пласта путем промывки скважины с максимальным расходом воды до полной замены бурового раствора в скважине, медленной промывки тремя-четырьмя порциями 5-6% раствора соляной кислоты по 0,3-0,4 м3 каждая, закачиваемыми через каждые 15-20 мин с добавлением в последнюю порцию 2-3% фтористой кислоты.A known method of acid treatment of the bottom-hole zone of the formation by flushing the well with a maximum water flow rate until the drilling fluid is completely replaced in the well, by slow flushing with three to four portions of a 5-6% hydrochloric acid solution of 0.3-0.4 m 3 each, injected every 15-20 minutes with the addition of 2-3% fluoric acid in the last portion.
После выхода на поверхность последней порции кислоты расход промывочной воды увеличивают до 10-12 л/с и продолжают промывку ствола в течение 1,5-2 ч. При открытой затрубной задвижке закачивают кислоту в скважину. После подъема головной части кислотного раствора в затрубном пространстве на 20 м выше кровли пласта затрубную задвижку закрывают и оставшийся объем кислоты закачивают в пласт с малой производительностью насосов. Выдавливают кислоту из скважины в пласт расчетным объемом продавочной воды, после чего скважину оставляют в покое на время завершения реакции кислоты в пласте. По завершении реакции скважину открывают для отбора пластового флюида при допустимой депрессии на пласт (Справочник по добыче нефти. Том.II под редакцией проф. Муравьева И.М. ГНТИ нефтяной и горно-топливной литературы. М., 1959, с.99 [1]).After reaching the surface of the last portion of the acid, the flow rate of the wash water is increased to 10-12 l / s and the barrel is flushed for 1.5-2 hours. With the annular valve open, acid is pumped into the well. After raising the head of the acid solution in the annulus 20 m above the top of the formation, the annular valve is closed and the remaining volume of acid is pumped into the formation with low pump capacity. The acid is squeezed from the well into the reservoir with the estimated volume of squeezed water, after which the well is left alone for the duration of the acid reaction in the reservoir. Upon completion of the reaction, the well is opened for the selection of formation fluid with an acceptable depression on the formation (Oil Production Manual. Volume II edited by prof. Muravyev IM GSTI of oil and mining and fuel literature. M., 1959, p.99 [1 ]).
Основным недостатком способа является невозможность его применения в коллекторах с развитой трещиноватостью. При промывке скважины водой могут создаваться избыточные давления в призабойной зоне скважины, сопровождаемые поглощениями бурового раствора и воды и закупоркой каналов фильтрации твердой фазой, в результате чего попытки очистить призабойную зону пласта при пробной эксплуатации оказываются неэффективными.The main disadvantage of this method is the impossibility of its application in reservoirs with developed fracturing. When a well is flushed with water, excessive pressures can be created in the bottom-hole zone of the well, accompanied by absorption of drilling fluid and water and blockage of the solid-phase filtration channels, as a result of which attempts to clean the bottom-hole zone of the formation during trial operation are ineffective.
Известен способ обработки призабойной зоны пластов, который позволяет повысить эффективность обработки за счет создания условий, предотвращающих образование экранирующего слоя и способствующих выносу продуктов реакции из пласта (SU 1319660 [2]). После обвязки устья скважины, обеспечивающей закачку рабочего реагента (РР), по насосно-компрессорным трубам в пласт подают эмульгатор в количестве 0,1-0,2% от объема РР. Затем ведут закачку РР, в качестве которого используют водный раствор кислоты или растворитель смолопарафиновых отложений на углеводородной основе. В случае применения последнего в качестве РР эмульгатор подают с ним одновременно. После закачки в пласт РР его оставляют там для реагирования. В этот период создают циклическое депрессионное давление, снижая в каждом последующем цикле нижний и верхний уровни давления на 2-25%. Режим изменения давления выбирают в зависимости от коллекторских свойств пласта и пластового давления.A known method of processing the bottomhole formation zone, which allows to increase the processing efficiency by creating conditions that prevent the formation of a shielding layer and contribute to the removal of reaction products from the formation (SU 1319660 [2]). After tying the wellhead, which provides the injection of working reagent (PP), emulsifier is fed into the reservoir through the tubing in the amount of 0.1-0.2% of the volume of PP. Then, PP is injected, using an aqueous acid solution or a hydrocarbon-based resin-paraffin deposit solvent. In the case of using the latter as a PP, an emulsifier is supplied simultaneously with it. After injection into the reservoir PP it is left there for reaction. During this period, create a cyclic depressive pressure, lowering the lower and upper pressure levels in each subsequent cycle by 2-25%. The pressure change mode is selected depending on the reservoir properties of the formation and reservoir pressure.
Недостатком способа является его относительно низкая эффективность.The disadvantage of this method is its relatively low efficiency.
Наиболее близким к заявляемому по своей технической сущности является способ обработки продуктивной зоны пласта, известный из RU 2183742 [3]. Способ направлен на повышение производительности скважины путем увеличения зоны дренирования и предупреждения накопления продуктов реакции и частиц горной породы в призабойной зоне пласта (ПЗП) при проведении воздействия на карбонатный пласт. Задача решается тем, что в способе обработки ПЗП, включающем герметизацию затрубного пространства, промывку ПЗП от асфальтосмолистых и парафиновых отложений путем нагнетания в пласт растворителя, циклическую закачку порций раствора и углеводородной жидкости, технологическую выдержку на период реакции, после закачки растворителя асфальтосмолистых и парафиновых отложений нагнетают воду в пласт при давлении, достигающем давления раскрытия трещин, и в объеме не менее одного объема скважины, затем последовательно прокачивают порции равных объемов раствора кислоты и углеводородной жидкости в пласт, и продавливают их вместе с продуктами реакции вглубь пласта водой в объеме не менее суммарного объема всех порций нефти и раствора кислоты, и оставляют скважину в покое на период гравитационного замещения пластового флюида раствором кислоты, а затем в течение суток плавно снижают давление на устье герметизированной скважины с помощью дросселя, после чего пускают скважину в работу. При этом первую порцию раствора кислоты закачивают объемом 5-10 м3 концентрацией не более 5%, а все последующие порции раствора кислоты в таких же объемах - от 10 до 15% концентрации. В качестве углеводородной жидкости могут быть использованы маловязкая беспарафинистая и не содержащая асфальтосмолистых веществ нефть, конденсат, дизтопливо и другие.Closest to the claimed in its technical essence is a method of processing the productive zone of the reservoir, known from RU 2183742 [3]. The method is aimed at increasing the productivity of the well by increasing the drainage zone and preventing the accumulation of reaction products and rock particles in the bottom-hole formation zone (PZP) during the impact on the carbonate formation. The problem is solved in that in a method for treating PPP, including sealing the annulus, washing the PPP from asphalt resin and paraffin deposits by injecting solvent into the formation, cyclic injection of portions of the solution and hydrocarbon liquid, technological exposure for the reaction period, after pumping the solvent of asphalt resin and paraffin deposits water into the reservoir at a pressure reaching the crack opening pressure and in the volume of at least one well volume, then portions of equal volumes of acid solution and hydrocarbon fluid into the formation, and push them together with the reaction products into the formation with water in the amount of not less than the total volume of all portions of oil and acid solution, and leave the well alone for the period of gravity replacement of the formation fluid with an acid solution, and then during the day, gradually reduce the pressure at the mouth of the sealed well with a throttle, after which the well is put into operation. In this case, the first portion of the acid solution is pumped with a volume of 5-10 m 3 with a concentration of not more than 5%, and all subsequent portions of the acid solution in the same volumes are from 10 to 15% concentration. As a hydrocarbon liquid, low-viscosity non-paraffin-free and non-asphalt-resinous oils, condensate, diesel fuel and others can be used.
Для предупреждения выхода продуктов реакции и воды из скважины совместно с добываемой продукцией скважину пускают в работу после периода гравитационного замещения пластового флюида раствором кислоты и водой, определяемого по стабилизации давления на устье скважины при его снижении после нагнетания последней порции воды. Для предупреждения деформации раскрытых трещин пласта и их закупорки обломками пород давление на устье скважины, установившееся после периода гравитационного замещения, перед ее пуском в работу плавно снижают с помощью дросселя в течение суток до рабочего давления, после чего открывают трубное пространство и пускают скважину в работу.To prevent the exit of reaction products and water from the well together with the produced products, the well is put into operation after a period of gravitational displacement of the formation fluid with an acid solution and water, determined by stabilizing the pressure at the wellhead when it decreases after the last portion of water has been pumped. To prevent deformation of open formation cracks and their clogging by rock fragments, the pressure at the wellhead, established after a period of gravitational displacement, is smoothly reduced to the working pressure with a throttle during the day before being put into operation, after which the pipe space is opened and the well is put into operation.
Недостатком известного способа является ограниченность использования, т.к. он предназначен для проведения воздействий на карбонатные пласты.The disadvantage of this method is the limited use, because it is intended for impacts on carbonate formations.
Заявляемое изобретение направлено на повышение дебита флюида скважин.The claimed invention is aimed at increasing the flow rate of fluid wells.
Указанный результат достигается тем, что способ обработки призабойной зоны пласта включает отбор образцов породы из продуктивной толщи пласта, моделирование на отобранных образцах породы условий сжатия, которые имеют место в призабойной зоне пласта при различных конструкциях забоя и различных депрессиях в скважине, определение напряжений, при которых происходят необратимое растрескивание или разрыхление образцов породы и необратимое увеличение их проницаемости, выбор соответствующей им конструкции забоя и величины депрессии, и последующее создание на забое депрессии, не менее выбранной по данным моделирования образцов породы с ее поддержанием либо до повышения дебита флюида, либо до прекращения его повышения, последующую закачку в призабойную зону химического реагента, выдержку для проведения реакции, откачку продуктов реакции и перевод скважины в эксплуатационный режим.This result is achieved by the fact that the method of processing the bottom-hole formation zone includes taking rock samples from the productive stratum of the formation, modeling the compression conditions on the selected rock samples that occur in the bottom-hole zone of the formation for various downhole structures and various depressions in the well, determining stresses at which irreversible cracking or loosening of rock samples and an irreversible increase in their permeability occur, the choice of the appropriate face design and the magnitude of depression, and traveling to the bottom of the depression, not less than selected according to the simulation of rock samples with its maintenance either until the flow rate of the fluid increases, or until its growth ceases, subsequent injection of a chemical reagent into the bottomhole zone, exposure for the reaction, pumping of the reaction products, and putting the well into production mode.
Указанный результат достигается также тем, что выдержку химического реагента в призабойной зоне скважины осуществляют до полного завершения реакции.The specified result is also achieved by the fact that the exposure of the chemical reagent in the bottomhole zone of the well is carried out until the completion of the reaction.
Указанный результат достигается также тем, что после откачки химического реагента или в процессе ее повторно создают на забое скважины депрессию, не менее выбранной, с ее поддержанием либо до повышения дебита флюида, либо до прекращения его повышения.The indicated result is also achieved by the fact that after pumping out the chemical reagent or in the process, it is re-created at the bottom of the well with a depression no less than selected, with its maintenance either until the fluid production rate increases, or until its increase stops.
Отбор образцов породы из продуктивной толщи пласта, моделирование на отобранных образцах породы условий сжатия, которые имеют место в призабойной зоне пласта при различных конструкциях забоя и различных депрессиях в скважине, определение напряжений, при которых происходят необратимое растрескивание или разрыхление образцов породы и необратимое увеличение их проницаемости, позволяет до применения воздействия на скважину определить оптимальные конструкции забоя и величины депрессии, необходимые для повышения дебита флюида, и тем самым позволяет существенно сократить эксплуатационные расходы и снизить риск внесения необратимых изменений в призабойную зону пласта, которые могут привести к ухудшению добывных возможностей скважины.Rock sampling from the productive stratum of the formation, modeling on the selected rock samples of the compression conditions that occur in the bottom-hole zone of the formation with various face designs and various depressions in the well, determining the stresses at which irreversible cracking or loosening of rock samples and an irreversible increase in their permeability , prior to applying the impact on the well, allows to determine the optimal bottomhole design and depression values necessary to increase the fluid flow rate, and thereby m can significantly reduce operating costs and reduce the risk of making irreversible changes in bottomhole formation zone, which may lead to a deterioration of the well dobyvnyh opportunities.
Последующее создание на забое депрессии, не менее выбранной по данным моделирования образцов породы, с ее поддержанием либо до повышения дебита флюида, либо до прекращения его повышения позволяет осуществить процесс разрушения породы в призабойной зоне пласта с существенным повышением ее проницаемости и, как следствие, повышение дебита флюида. Повышение дебита флюида позволяет судить о начале или о прохождении процесса георыхления (разрушения породы) в ПЗП, а прекращение его повышения свидетельствует о том, что процесс георыхления уже завершен. В результате георыхления в окрестности скважины возникает зона повышенной проницаемости.Subsequent creation of a depression at the bottom that is no less than selected according to the modeling of rock samples, with its maintenance either until the fluid production rate increases, or until its growth ceases, the rock can be destroyed in the bottomhole formation zone with a significant increase in its permeability and, as a result, the production rate fluid. An increase in the fluid flow rate makes it possible to judge the beginning or the passage of the geo-drying process (rock destruction) in the bottomhole formation zone, and the cessation of its increase indicates that the geo-drying process has already been completed. As a result of geo-loosening, a zone of increased permeability arises in the vicinity of the well.
Закачка в призабойную зону химического реагента позволяет дополнительно расширить фильтрационные каналы в коллекторе за счет химических реакций. При плохой проницаемости ПЗП химреагент может проникнуть в пласт лишь на незначительное расстояние. Предварительное повышение проницаемости ПЗП с помощью георыхления позволяет химреагенту быстрее и глубже проникнуть в продуктивный пласт, в результате чего эффективность химобработки пласта значительно возрастает.The injection of a chemical reagent into the bottom-hole zone allows the filtering channels in the reservoir to be expanded further due to chemical reactions. With poor PZP permeability, a chemical agent can penetrate into the formation only a small distance. A preliminary increase in the permeability of the PPP using geo-drying allows the chemical agent to penetrate into the reservoir faster and deeper, as a result of which the efficiency of the chemical treatment of the formation increases significantly.
Сравнительный анализ использования только химической обработки ПЗП и только использования метода георыхления (обусловленного подбором величин депрессии на основании модельных экспериментов) позволяет сделать вывод, что суммарный результат повышения проницаемости ПЗП в результате использования химобработки и георыхления оказывается существенно выше, чем от использования каждого из этих методов в отдельности.A comparative analysis of the use of only chemical treatment of PZP and only the use of the geo-drying method (due to the selection of depression values based on model experiments) allows us to conclude that the total result of an increase in the permeability of PZP as a result of the use of chemical treatment and geo-drying is significantly higher than the use of each of these methods in separately.
Выдержка для проведения реакции необходима для того, чтобы произошло некоторое улучшение проницаемости ПЗП, обусловленное взаимодействием реактива с породой коллектора.Exposure to the reaction is necessary in order for there to be some improvement in the permeability of the PPP due to the interaction of the reagent with the reservoir rock.
Откачка продуктов реакции позволяет очистить ПЗП от продуктов и тем самым позволить целевому флюиду свободно выходить в скважину.Pumping the reaction products allows you to clear the bottomhole zone from the products and thereby allow the target fluid to freely enter the well.
Осуществление выдержки химического реагента в призабойной зоне скважины до полного завершения реакции, которое определяется расчетным или экспериментальным путем, необходимо для того, чтобы обеспечить наиболее полное растворение породы коллектора в ПЗП.The exposure of the chemical reagent in the bottomhole zone of the well until the completion of the reaction, which is determined by calculation or experimentally, is necessary in order to ensure the most complete dissolution of the reservoir rock in the bottomhole formation zone.
Повторное создание на забое скважины депрессии, не менее выбранной, с ее поддержанием либо до повышения дебита флюида, либо до прекращения его повышения позволяет существенно повысить проницаемость ПЗП за счет более полного удаления продуктов реакции и дополнительного разрушения частично растворенной (или ослабленной) породы коллектора, произошедшей в результате химобработки.The re-creation at the bottom of the borehole of a depression that is no less than selected, with its maintenance either until the fluid production rate increases or until its growth stops, it allows significantly increasing the permeability of the bottomhole formation due to more complete removal of reaction products and additional destruction of the partially dissolved (or weakened) reservoir rock that as a result of chemical treatment.
Сущность заявляемого изобретения поясняется примерами его реализации.The essence of the claimed invention is illustrated by examples of its implementation.
Пример 1. В общем случае способ реализуется следующим образом. Из кернового материала скважины, подлежащей обработке или ближайшей к ней, отбирают образцы породы из продуктивной толщи месторождения, из которых изготавливают образцы для моделирования в виде кубиков с ребром 40 мм или 50 мм в зависимости от диаметра используемого керноотборника.Example 1. In the General case, the method is implemented as follows. From the core material of the well to be processed or closest to it, rock samples are taken from the productive thickness of the field, from which samples are made for modeling in the form of cubes with an edge of 40 mm or 50 mm, depending on the diameter of the core sampler used.
Моделирование осуществляют с помощью испытательного стенда (ИСТНН), позволяющего создавать независимое трехосное нагружение образцов породы и, таким образом, полностью воспроизводить на образце те механические напряжения, которые действуют на породу в призабойной зоне при различных конструкциях забоя и различных депрессиях на пласт. При этом в течение всего процесса нагружения измеряются деформации и проницаемость образца. Проницаемость определяется путем продувки воздуха через противоположные грани образца, благодаря имеющимся в двух противоположных нажимных плитах ИСТНН отверстиям. Проницаемость рассчитывается по величине дебита воздуха. Порода при некоторых условиях нагружения, соответствующих определенной конструкции забоя и определенной величине депрессии, может начать интенсивно не упруго деформироваться, растрескиваться, разрыхляться, что может сопровождаться резким необратимым повышением проницаемости. Эти условия затем реализуются на скважине выбором соответствующей конструкции забоя и созданием депрессии не менее установленной величины, благодаря чему повышается проницаемость ПЗП и продуктивность скважины.Modeling is carried out using a test bench (ISTNN), which allows you to create an independent triaxial loading of rock samples and, thus, fully reproduce on the sample those mechanical stresses that act on the rock in the bottom-hole zone for various face designs and various depressions on the formation. Moreover, throughout the entire loading process, deformations and permeability of the sample are measured. Permeability is determined by blowing air through opposite sides of the sample, thanks to the holes in the two opposite pressure plates of the ISTNN. Permeability is calculated by the air flow rate. The rock under certain loading conditions corresponding to a certain face design and a certain amount of depression can begin to deform, crack, and loosen rapidly, which may be accompanied by a sharp irreversible increase in permeability. These conditions are then implemented on the well by selecting the appropriate bottomhole design and creating a depression of at least a specified value, which increases the permeability of the bottomhole formation zone and the productivity of the well.
При этом в зависимости от конкретных условий данного месторождения, возможностей нефтедобывающего предприятия, условий реализации способа выбранное значение депрессии поддерживают в течение времени либо до повышения дебита флюида, либо до прекращения его повышения.Moreover, depending on the specific conditions of the given field, the capabilities of the oil-producing enterprise, the conditions for the implementation of the method, the selected value of depression is maintained for a period of time either until the fluid production rate rises or until its increase ceases.
Для стимулирования начала процесса структурных изменений в ПЗП перед началом обработки скважины с помощью создания длительных депрессий может быть проведена дополнительная перфорация, причем как на скважинах с обсаженным забоем, так и на скважинах с необсаженным забоем. Характер перфорации - плотность отверстий, их размер, форма и т.д. определяется на основании результатов испытания кернового материала на ИСТНН и проведения расчетов. Перфорация может быть осуществлена с помощью любых известных средств.To stimulate the onset of the process of structural changes in the PPZ before the start of the well treatment by creating long depressions, additional perforation can be carried out, both in cased hole wells and in open hole wells. The nature of the perforation is the density of the holes, their size, shape, etc. determined on the basis of the test results of core material at ISTNN and calculations. Perforation can be carried out using any known means.
После проведения такой обработки призабойной зоны пласта и увеличения ее проницаемости создаются условия для более быстрого и глубокого проникновения химреагентов вглубь пласта и воздействия их на более удаленные участки продуктивного пласта. Производится закачка в скважину химреагента, увеличивающего проницаемость породы коллектора данного месторождения. По прошествии определенного времени производится откачка продуктов реакции из пласта. Объемы откачки должны быть по крайней мере не меньше объемов закачки химреагента. Для глиносодержащих низкопроницаемых коллекторов месторождений Западной Сибири в качестве химреагента могут быть использованы глинокислоты различного состава и концентраций, составы "ПФК-А" и др. Выбор химреагента, объемы закачки его в скважину, время воздействия его на пласт определяются путем проведения специальных лабораторных опытов по химическому воздействию химреагентов на породу коллектора данного месторождения. В этих экспериментах должны быть установлены характер и степень влияния химреагента на проницаемость породы и проведены соответствующие расчеты.After such treatment of the bottom-hole zone of the formation and increase of its permeability, conditions are created for faster and deeper penetration of chemicals into the depth of the formation and their impact on more remote sections of the productive formation. A chemical agent is injected into the well that increases the permeability of the reservoir rock of this field. After a certain time, the reaction products are pumped out of the formation. Pumping volumes should be at least not less than chemical injection volumes. For clay-containing low-permeability reservoirs of deposits in Western Siberia, clay acids of various compositions and concentrations, PFK-A compositions, etc. can be used as a chemical reagent. The choice of a chemical reagent, its injection volumes into a well, and its exposure time to a formation are determined by conducting special laboratory experiments on chemical the impact of chemicals on the reservoir rock of a given field. In these experiments, the nature and degree of influence of the chemical agent on the permeability of the rock should be established and appropriate calculations performed.
После обработки пласта химреагентом производится повторная обработка пласта с помощью создания длительных депрессий на тех же режимах отработки.After treating the formation with a chemical agent, the reservoir is re-treated by creating long depressions in the same mining regimes.
Пример 2. Способ обработки призабойной зоны скважины был реализован на скважине №303 куста 1 Кислорского месторождения НГДУ "РИ-ТЭК Белоярскнефть" с использованием в качестве химреагента 12% глинокислоты.Example 2. The method of processing the bottom-hole zone of the well was implemented at well No. 303 of cluster 1 of the Kislorskoye field of NGDU "RI-TEK Beloyarskneft" using 12% clay acid as a chemical reagent.
Скважина имела следующие параметры:The well had the following parameters:
1. Способ эксплуатации - ШГН.1. Method of operation - SHGN.
2. Эксплуатационный горизонт - Тюменская свита, пласт Ю3-4.2. The operational horizon is the Tyumen Formation, layer Yu3-4.
3. Боковой горизонтальный ствол.3. Lateral horizontal trunk.
4. Пластовое давление 175 атм на 1.09.2001 г.4. Formation pressure 175 atm as of September 1, 2001.
5. Эксплуатационная колонна диаметром 168 мм.5. Production casing with a diameter of 168 mm.
6. Искусственный забой - 2393 м.6. Artificial slaughter - 2393 m.
7. Дебит скважины - 5 м3/сут, 34%.7. The flow rate of the well is 5 m 3 / day, 34%.
8. Состояние скважины к началу ремонта - в работе. Для обработки скважины в нее был спущен корпус струйного насоса УЭОС-4 с пакером ПРОЯМО со следующей компоновкой низа:8. The condition of the well at the beginning of the repair is in operation. To process the well, the UEOS-4 jet pump housing with the PRIMOA packer was lowered into it with the following bottom layout:
НКТ 2′′ - 240 м с "пером",Tubing 2 ′ ′ - 240 m with a “feather”,
пакер ПРОЯМО на глубине 1970 м,the packer is IMPRESSED at a depth of 1970 m,
НКТ 2,5′′ 20 м,Tubing 2.5 ′ ′ 20 m,
струйный насос УЭОС-4 на НКТ 2,5′′ на гл. 1950 м.UEOS-4 jet pump on tubing 2.5 ″ in Sec. 1950 m.
"Перо" установлено на гл. 2210 м."Pen" is set to ch. 2210 m.
Из кернов, извлеченных из скважины №261 Кислорского месторождения, были изготовлены образцы породы в виде куба с размером граней 50 мм. Образцы были испытаны на испытательной системе ИСТНН по методике, изложенной в примере 1. В процессе исследования образцов было установлено, что они начинают разрушаться при депрессиях 100-120 ат.From cores extracted from well No. 261 of the Kislor field, rock samples were made in the form of a cube with a face size of 50 mm. The samples were tested on the ISTNN test system according to the method described in Example 1. In the course of the study of the samples, it was found that they begin to deteriorate during depressions of 100-120 at.
С помощью установленного в скважине струйного насоса была создана депрессия 110 ат, величина которой постоянно контролировалась с помощью глубинного манометра. Одновременно контролировался дебит скважины, который плавно возрастал. По истечении 10 часов дебита скважин достиг 19 м3/сут и его рост прекратился, что свидетельствовало о завершении процесса растрескивания и разрыхления грунта в призабойной зоне пласта.Using a jet pump installed in the well, a depression of 110 atm was created, the magnitude of which was constantly monitored using a depth gauge. At the same time, the flow rate of the well was controlled, which gradually increased. After 10 hours, the flow rate of the wells reached 19 m 3 / day and its growth stopped, which indicated the completion of the process of cracking and loosening of soil in the bottomhole formation zone.
После этого была осуществлена продавка в пласт 6 м3/сут 12% глинокислоты. В течение 2 часов скважина была оставлена на реагирование. Затем с помощью струйного насоса при депрессии 100 ат была проведена откачка продуктов реакции из пласта в объеме 7 м3/сут.After that, 12% of clay acid was squeezed into the formation 6 m 3 / day. Within 2 hours, the well was left to respond. Then, using a jet pump with a depression of 100 atm, the reaction products were pumped out from the formation in a volume of 7 m 3 / day.
После ремонта скважина была сдана в эксплуатацию и ее дебит составил 9 м3/сут.After the repair, the well was put into operation and its flow rate was 9 m 3 / day.
Пример 3. Способ обработки призабойной зоны скважины был реализован также на скважине №331 куста 3 Кислорского месторождения НГДУ "РИТЭК Белоярскнефть" с использованием другого химреагента - смеси органической кислоты ПФК-А и соляной кислоты.Example 3. The method of processing the bottom-hole zone of the well was also implemented at well No. 331 of cluster 3 of the Kislorskoye field of NGDU RITEK Beloyarskneft using another chemical reagent - a mixture of the organic acid PFK-A and hydrochloric acid.
Скважина имела следующие параметры:The well had the following parameters:
1. Способ эксплуатации - ШГН.1. Method of operation - SHGN.
2. Эксплуатационный горизонт - Тюменская свита, пласт Ю2, Ю3-4.2. The operational horizon is the Tyumen Formation, layer Yu2, Yu3-4.
3. Эксплуатационная колонна: 168 мм - 2276 м.3. Production casing: 168 mm - 2276 m.
4. Пластовое давление 190 атм на 1.05.2003 г.4. Formation pressure 190 atm as of May 1, 2003.
5. Искусственный забой - 2266 м.5. Artificial slaughter - 2266 m.
6. Интервал перфорации: 2167,0-2171,0 м (по 12 отв./м); 2178,0-2179,0 м (по 12 отв./м); 2190,0-2198,0 м (по 24 отв./м); 2200,0-2208,0 м (по 24 отв./м); 2208,0-2210,0 м (по 12 отв./м); зарядами ПРК-42С, всего 468 отв.6. Perforation interval: 2167.0-2171.0 m (12 holes / m each); 2178.0-2179.0 m (12 holes / m); 2190.0-2198.0 m (24 holes / m); 2200.0-2208.0 m (24 holes / m); 2208.0-2210.0 m (12 holes / m); PRK-42S charges, total 468 holes
7. Параметры скважины до ОПЗ: Qж - 4 м3/сут, Обвод - 22%, Qн - 3,9 т/сут, Нд - 950 м.7. Well parameters before SCR: Q w - 4 m 3 / day, Bypass - 22%, Q n - 3.9 t / day, N d - 950 m.
8. Состояние скважины к началу ремонта - в работе.8. The condition of the well at the beginning of the repair is in operation.
Для обработки скважины по методу георыхления в скважину был спущен корпус струйного насоса УЭОС-4 с пакером ПИМ со следующей компоновкой низа:To treat the well by georespinning, the UEOS-4 jet pump body with a PIM packer was lowered into the well with the following bottom layout:
"Воронка" - 2159 м,"Funnel" - 2159 m,
НКТ 2,5′′ - 40 м,Tubing 2.5 ′ ′ - 40 m,
пакер ПИМ - 2119 м,PIM packer - 2119 m,
НКТ 2,5′′ - 20,5 м,Tubing 2.5 ′ ′ - 20.5 m,
струйный насос УЭОС-4 - 2098,5 м.UEOS-4 jet pump - 2098.5 m.
При проведении работ на скв. №331 все операции осуществлялись так же, как описано в примере 2, поскольку скв. №303 и скв. 331 принадлежат одному и тому же месторождению.When carrying out work on the well. No. 331 all operations were carried out as described in example 2, since well. No. 303 and well. 331 belong to the same field.
С помощью установленного в скважине струйного насоса была создана депрессия 110 ат, величина которой постоянно контролировалась с помощью глубинного манометра. Одновременно контролировался дебит скважины, который плавно возрастал. По истечении 12 часов дебита скважин достиг 15 куб.м/сут и его рост прекратился, что свидетельствовало о завершении процесса растрескивания и разрыхления грунта в призабойной зоне пласта.Using a jet pump installed in the well, a depression of 110 atm was created, the magnitude of which was constantly monitored using a depth gauge. At the same time, the flow rate of the well was controlled, which gradually increased. After 12 hours, the flow rate of the wells reached 15 cubic meters / day and its growth stopped, which indicated the completion of the process of cracking and loosening of soil in the bottomhole formation zone.
После этого была осуществлена продавка в пласт кислотного состава в объеме 18 м3/сут. В течение 12 часов скважина была оставлена на реагирование. Затем с помощью струйного насоса при депрессии 100 ат была проведена откачка продуктов реакции из пласта в объеме 20 куб.м.After that, the acid composition was delivered to the reservoir in the amount of 18 m 3 / day. Within 12 hours, the well was left to respond. Then, using a jet pump with a depression of 100 atm, the reaction products were pumped out from the formation in a volume of 20 cubic meters.
После химобработки скважины была проведена повторная длительная откачка скважины при глубоких депрессиях с использованием струйного насоса (депрессия 120 ат в течение 6 ч).After the chemical treatment of the well, a repeated prolonged pumping of the well was carried out during deep depressions using a jet pump (depression of 120 atm for 6 hours).
После ремонта скважина была сдана в эксплуатацию и ее дебит составил 8,5 куб. м/сут.After the repair, the well was put into operation and its flow rate was 8.5 cubic meters. m / day
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005109645/03A RU2285794C1 (en) | 2005-04-05 | 2005-04-05 | Well bottom zone treatment method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005109645/03A RU2285794C1 (en) | 2005-04-05 | 2005-04-05 | Well bottom zone treatment method |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2285794C1 true RU2285794C1 (en) | 2006-10-20 |
Family
ID=37437912
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005109645/03A RU2285794C1 (en) | 2005-04-05 | 2005-04-05 | Well bottom zone treatment method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2285794C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2579069C1 (en) * | 2015-05-07 | 2016-03-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) | Well completion method, exposing productive formation located near water-saturated formation |
| RU2593281C1 (en) * | 2015-05-07 | 2016-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well completion method, exposing productive formation, located in isolation from water-bearing formation |
| WO2018067039A1 (en) * | 2016-10-07 | 2018-04-12 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Нтц "Геомеханика" | Method for the targeted unloading of a formation |
-
2005
- 2005-04-05 RU RU2005109645/03A patent/RU2285794C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2579069C1 (en) * | 2015-05-07 | 2016-03-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) | Well completion method, exposing productive formation located near water-saturated formation |
| RU2593281C1 (en) * | 2015-05-07 | 2016-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well completion method, exposing productive formation, located in isolation from water-bearing formation |
| WO2018067039A1 (en) * | 2016-10-07 | 2018-04-12 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Нтц "Геомеханика" | Method for the targeted unloading of a formation |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7559373B2 (en) | Process for fracturing a subterranean formation | |
| MX2014016040A (en) | Methods of improving hydraulic fracture network. | |
| RU2312212C1 (en) | Development method for oil field with carbonate reservoir | |
| RU2478164C1 (en) | Development method of oil deposit located above gas deposit and separated from it with non-permeable interlayer | |
| RU2285794C1 (en) | Well bottom zone treatment method | |
| Karev et al. | Directional unloading method is a new approach to enhancing oil and gas well productivity | |
| RU2743478C1 (en) | Difficult turonian gas production method | |
| Khusnutdinova et al. | Experience of applying the shock wave impact method for the bottomhole zone | |
| RU2465434C1 (en) | Method of recovery of flooded gas well with collapsed production tubing in productive interval | |
| CN113006755A (en) | Method for fracturing transformation of interlayer in SAGD (steam assisted gravity drainage) mining mode | |
| RU2703093C2 (en) | Treatment method of borehole zone of low-permeable bed and device for its implementation | |
| RU2510456C2 (en) | Formation method of vertically directed fracture at hydraulic fracturing of productive formation | |
| RU2499134C2 (en) | Method of development of oil pool located above gas pool and separated therefrom by impermeable parting | |
| CA2517497C (en) | Well product recovery process | |
| RU2705643C1 (en) | Method of intensification of well operation after its construction | |
| CN114320250B (en) | Fracturing and imbibition method of hypotonic oil reservoir | |
| RU2740505C1 (en) | Acid treatment method of open horizontal shaft of wells | |
| RU2183742C2 (en) | Method of formation producing zone treatment | |
| RU2055172C1 (en) | Method for hydraulic fracturing of formation | |
| RU2724705C1 (en) | Method of intensification of well operation after its construction | |
| RU2494243C1 (en) | Well operation intensification method | |
| RU2213852C2 (en) | Method of injection well treatment | |
| RU2174591C1 (en) | Process of development of productive pool | |
| US3557874A (en) | Method of drilling and completing a gas well | |
| RU2789895C1 (en) | Method for hydraulic fracturing in fractured carbonate formations |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC4A | Invention patent assignment |
Effective date: 20070504 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20150406 |