RU2415258C1

RU2415258C1 - Procedure for treatment of bottomhole zone of producer

Info

Publication number: RU2415258C1
Application number: RU2010122824/03A
Authority: RU
Inventors: Наиль Габдулбариевич Ибрагимов (RU); Наиль Габдулбариевич Ибрагимов; Рифкат Мазитович Рахманов (RU); Рифкат Мазитович Рахманов; Фанзат Завдатович Исмагилов (RU); Фанзат Завдатович Исмагилов; Владимир Сергеевич Исаков (RU); Владимир Сергеевич Исаков; Изида Зангировна Чупикова (RU); Изида Зангировна Чупикова; Айрат Фикусович Закиров (RU); Айрат Фикусович Закиров; Юрий Рафаилович Стерлядев (RU); Юрий Рафаилович Стерлядев; Рубин Мударисович Ахметшин (RU); Рубин Мударисович Ахметшин
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина; Общество с ограниченной ответственностью "Татнефть-РемСервис"
Priority date: 2010-06-07
Filing date: 2010-06-07
Publication date: 2011-03-27

Abstract

FIELD: gas-and-oil producing industry. ^ SUBSTANCE: procedure consists in lowering coil-tubing pipe through annular space of well, in pumping products for treatment and in start-up of well. As a production string and underground equipment there is used the string and equipment with diametre not over 2.5 inches. The coil-tubing pipe is lowered through annular space of the well with zenith angle of bore incline up to 30 when a well is equipped with 6 and more inch-production string, or with zenith angle of bore incline to 15 when a well is equipped with 5-inch production string. Before pumping products production string is filled with oil above the pump. Pressure in the production string from the wellhead is maintained higher, than in the coil-tubing pipe. ^ EFFECT: raised efficiency of procedure due to integrity of pump and due to round-trip operation of coil-tubing pipe through annular space of well. ^ 1 ex

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины, подземном ремонте, промывках, обработках призабойной зоны скважины.The invention relates to the oil industry and may find application in the operation of the well, underground repair, leaching, treatment of the bottom-hole zone of the well.

Известен способ безводной эксплуатации скважин, в котором проводят оборудование скважин эксплуатационной и лифтовой колоннами во внутреннюю полость лифтовой колонны, находящейся под давлением, спускают до забоя с помощью колтюбинговой установки гибкую трубу, открывают кольцевое и затрубное пространства скважины, закачивают через гибкую трубу гидрофобизирующую композицию в необходимом объеме при поддержании в кольцевом и затрубном пространствах противодавления, превышающего давление закачивания гидрофобизирующей композиции не менее чем на 10%, продавливают гидрофобизирующую композицию в пласт на необходимую глубину, гибкую трубу извлекают из скважины (патент РФ №2333348, опублик. 10.09.2008).There is a method of waterless operation of wells, in which the equipment of wells with production and elevator columns is carried out into the internal cavity of the elevated column under pressure, a flexible pipe is lowered to the bottom using a coiled tubing installation, the annular and annular spaces of the well are opened, and the hydrophobizing composition is pumped through the flexible pipe in the required volume while maintaining in the annular and annular spaces backpressure exceeding the injection pressure of the hydrophobizing composition is not less less than 10%, push the hydrophobic composition into the formation to the required depth, the flexible pipe is removed from the well (RF patent No. 2333348, published. 09/10/2008).

Недостатком способа является то, что через лифтовую колонну, снабженную штанговым насосом, невозможно спустить колтюбинговую трубу, даже при условии подъема из скважины колонны штанг и плунжера насоса. Остающиеся на лифтовой колонне приемный клапан и фильтр препятствуют пропуску по лифтовой колонне колтюбинговой трубы. Для реализации способа выполняют длительные и дорогостоящие операции по подъему из скважины колонны с насосным оборудованием и спуску в скважину колонны без насосного оборудования.The disadvantage of this method is that it is not possible to lower the coiled tubing pipe through an elevator column equipped with a rod pump, even if the rod string and pump plunger are lifted from the well. The intake valve and filter remaining on the lift column prevent the coiled tubing pipe from passing through the lift column. To implement the method, lengthy and costly operations are performed for lifting columns with pumping equipment from a well and lowering columns without pumping equipment into a well.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ обработки призабойной зоны скважины, согласно которому в скважину, оборудованную колонной насосно-компрессорных труб, по межтрубному пространству ведут спуск гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки и закачивают в скважину и на забой легкую нефть. Продвигают гибкие безмуфтовые длинномерные трубы колтюбинговой установки до низа скважины. Закачку нефти продолжают до полной замены жидкости глушения на нефть. Поднимают низ гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки до кровли продуктивного пласта. Закрывают скважину. Закачивают в призабойную зону 0,5-1,5 м³ раствора соляной кислоты через гибкие безмуфтовые длинномерные трубы колтюбинговой установки. Спускают низ гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки на 0,8-1,2 м и закачивают 0,5-1,5 м³ раствора соляной кислоты. Продолжают спуск и закачку до достижения подошвы продуктивного пласта. Поднимают низ гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки на середину скважины и проводят технологическую выдержку в течение 2-3 час. Постепенно опускают гибкие безмуфтовые длинномерные трубы колтюбинговой установки до низа скважины и одновременно закачивают нефть с отбором скважинной жидкости через межтрубное пространство. Промывают скважину нефтью. Извлекают из скважины гибкие безмуфтовые длинномерные трубы колтюбинговой установки и закрывают межтрубное пространство. Проводят подготовительно-заключительные работы и запускают скважину в работу (патент РФ №2261991, опублик. 10.10.2005 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method for processing the bottom-hole zone of a well, according to which a flexible couplingless long pipe of a coiled tubing installation is lowered into the well equipped with a tubing string and pumped into the well and into the bottomhole for light oil. They promote flexible, sleeveless, long pipes of a coiled tubing installation to the bottom of the well. Oil injection is continued until the complete replacement fluid for oil. Raise the bottom of the flexible sleeveless long pipes of the coiled tubing installation to the roof of the reservoir. Close the well. 0.5-1.5 m ³ hydrochloric acid solution is pumped into the bottomhole zone through flexible sleeveless long pipes of a coiled tubing installation. The bottom of the flexible sleeveless long pipes of the coiled tubing installation is lowered by 0.8-1.2 m and 0.5-1.5 m ³ of hydrochloric acid solution is pumped. Descent and injection continue until the bottom of the reservoir is reached. The bottom of the flexible sleeveless long pipes of the coiled tubing installation is raised to the middle of the well and technological exposure is carried out for 2-3 hours. The flexible sleeveless long pipes of the coiled tubing installation are gradually lowered to the bottom of the well and oil is simultaneously pumped with the selection of the well fluid through the annulus. The well is washed with oil. The flexible sleeveless long pipes of the coiled tubing installation are removed from the well and the annulus is closed. They carry out preparatory and final works and put the well into operation (RF patent No. 2261991, published. 10.10.2005 - prototype).

Спуск колтюбинговых труб по межтрубному пространству позволяет отказаться от длительных и дорогостоящих операций по подъему из скважины колонны с насосным оборудованием и спуску в скважину колонны без насосного оборудования. Недостатком известного способа является поступление закачиваемых материалов в насос и колонну насосно-компрессорных труб даже при закрытой задвижке на устье скважины. В зависимости от типа используемых материалов воздействие на насос может привести к ухудшению его работы или даже к выходу его из строя. Кроме того, спуск по межтрубному пространству колтюбинговой трубы часто приводит к обвиванию колтюбинговой трубой колонны насосно-компрессорных труб и невозможности спуска в скважину или подъема из скважины колтюбинговой трубы.The descent of coiled tubing pipes through the annulus allows you to abandon the long and costly operations of lifting columns with pumping equipment from a well and lowering columns without pumping equipment into a well. The disadvantage of this method is the receipt of the injected materials into the pump and the tubing string, even with a closed gate valve at the wellhead. Depending on the type of materials used, exposure to the pump may result in poor performance or even failure. In addition, the descent along the annulus of the coiled tubing pipe often leads to the coiling of the tubing string around the coiled tubing pipe and the inability to lower or raise the coiled tubing from the well.

В предложенном изобретении решается задача сохранности насоса и обеспечения спуска и подъема колтюбинговой трубы по межтрубному пространству скважины.The proposed invention solves the problem of the safety of the pump and the descent and ascent of the coiled tubing along the annular space of the well.

Задача решается тем, что в способе обработки призабойной зоны добывающей скважины, включающем спуск колтюбинговой трубы по межтрубному пространству скважины, закачку продуктов для обработки и запуск скважины в работу, согласно изобретению в качестве колонны насосно-компрессорных труб и подземного оборудования используют колонну и оборудование с диаметром не более 2,5 дюймов, спуск колтюбинговой трубы выполняют по межтрубному пространству скважины с зенитным углом наклона ствола до 30° при оборудовании скважины 6 и более дюймовой эксплуатационной колонной или с зенитным углом наклона ствола до 15° при оборудовании скважины 5 дюймовой эксплуатационной колонной, перед закачкой продуктов колонну насосно-компрессорных труб выше насоса заполняют нефтью, а с устья скважины в колонне насосно-компрессорных труб создают давление, большее, чем в колтюбинговой трубе.The problem is solved in that in the method for processing the bottom-hole zone of a producing well, including the descent of a coiled tubing along the annulus of the well, pumping products for processing and putting the well into operation, according to the invention, a column and equipment with a diameter are used as a tubing string and underground equipment no more than 2.5 inches, the coiled tubing pipe is lowered along the annulus of the well with a zenith angle of up to 30 ° when the well is equipped with 6 or more inches of operation with an assembly string or with an anti-aircraft bore angle of up to 15 ° when the well is equipped with a 5-inch production string, before pumping the products, the tubing string above the pump is filled with oil, and from the wellhead in the tubing string create pressure greater than in the tubing the pipe.

Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION

При обработках призабойной зоны добывающей скважины с помощью колтюбинговой установки наличие колтюбинговой трубы в межтрубном пространстве позволяет заменить колонну насосно-компрессорных труб и проводить обработки без ее подъема из скважины. При этом существенно экономятся трудозатраты на обработку. Однако не всегда удается спустить колтюбинговую трубу в скважину без того, чтобы она не обвила колонну насосно-компрессорных труб. В результате спуск колтюбинговой трубы или подъем ее из скважины оказываются невозможными, цели обработки призабойной зоны недостигнутыми. Однако, даже если удается избежать захлеста колтюбинговой трубы вокруг колонны насосно-компрессорных труб, часто после обработок все равно приходится поднимать колонну насосно-компрессорных труб и ремонтировать насос, поврежденный в результате воздействия продуктов для обработки, чаще всего кислоты. В предложенном изобретении решается задача сохранности насоса и обеспечения спуска и подъема колтюбинговой трубы по межтрубному пространству скважины. Задача решается следующим образом.When treating the bottom-hole zone of a producing well using a coiled tubing installation, the presence of a coiled tubing pipe in the annulus allows replacing the tubing string and processing without lifting it from the well. At the same time, labor costs for processing are significantly saved. However, it is not always possible to lower the coiled tubing into the well without it wrapping around the tubing string. As a result, the descent of the coiled tubing pipe or its lifting from the well is not possible, the goals of processing the bottom-hole zone are not achieved. However, even if it is possible to avoid overflowing the coiled tubing around the tubing string, often after processing it is still necessary to lift the tubing string and repair the pump damaged by exposure to the processed products, most often acid. The proposed invention solves the problem of the safety of the pump and the descent and ascent of the coiled tubing along the annular space of the well. The problem is solved as follows.

При обработке призабойной зоны добывающей скважины, в которой имеется колонна насосно-компрессорных труб с насосом, имеющим приемный и нагнетательный клапаны, проводят спуск колтюбинговой трубы по межтрубному пространству скважины. В качестве колонны насосно-компрессорных труб и подземного оборудования используют колонну и оборудование с диаметром не более 2,5 дюймов. Работы проводят на скважинах с зенитным углом наклона ствола до 30° при оборудовании скважины 6 и более дюймовой эксплуатационной колонной или с зенитным углом наклона ствола до 15° при оборудовании скважины 5 дюймовой эксплуатационной колонной. В скважины с меньшей эксплуатационной колонной спускать колтюбинговую трубу не рекомендуется. Колонну насосно-компрессорных труб выше насоса заполняют нефтью. С устья скважины в колонне насосно-компрессорных труб создают давление, большее, чем в колтюбинговой трубе. Это давление предотвращает открытие приемного и нагнетательного клапанов и предотвращает поступление продуктов для обработки в насос. Затем проводят операции по обработке призабойной зоны в зависимости от целей обработки, например интенсификацию притока нефти, изоляцию водопритока, выравнивание профиля притока и т.п. После закачки продуктов для обработки и операций по назначению обработки промывают скважину и запускают в работу.When processing the bottom-hole zone of a producing well, in which there is a string of tubing with a pump having a receiving and discharge valves, the coiled tubing is lowered along the annular space of the well. As a column of tubing and underground equipment use a column and equipment with a diameter of not more than 2.5 inches. Work is carried out on wells with an anti-aircraft angle of inclination of the wellbore up to 30 ° when equipping a well with 6 or more inch production casing or with an anti-aircraft angle of inclination of a well up to 15 ° when equipping a well with 5-inch production casing. It is not recommended to lower the coiled tubing into wells with a smaller production casing. The tubing string above the pump is filled with oil. From the wellhead in the tubing string create pressure greater than in the coiled tubing. This pressure prevents the opening of the suction and discharge valves and prevents the processing products from entering the pump. Then, operations are carried out to treat the bottom-hole zone, depending on the purpose of the treatment, for example, intensification of oil inflow, isolation of water inflow, alignment of the inflow profile, etc. After the injection of products for processing and operations for the purpose of processing, the well is washed and put into operation.

Пример конкретного выполненияConcrete example

Проводят солянокислотную обработку призабойной зоны нефтедобывающей скважины с зенитным углом наклона ствола до 30°, оборудованной 6-дюймовой эксплуатационной колонной. В скважине размещена колонна насосно-компрессорных труб диаметром 2,5 дюйма с глубинным штанговым насосом. На устье скважины установлен станок-качалка.Hydrochloric acid treatment of the bottom-hole zone of an oil well with an anti-aircraft bore angle of up to 30 °, equipped with a 6-inch production casing, is carried out. In the well there is a column of tubing with a diameter of 2.5 inches with a deep rod pump. A rocking machine is installed at the wellhead.

Откидывают головку балансира станка-качалки. В эксцентричном подвесном фланце устьевой арматуры демонтируют геофизическую пробку в отверстии для геофизических исследований. В отверстии монтируют сальниковое устройство (лубрикатор). Колтюбинговую трубу диаметром 25,4 мм пропускают в лубрикатор и спускают по межтрубному пространству до подошвы интервала перфорации. Скважину промывают нефтью с расходом 1 л/сек. Скважина (и колонна насосно-компрессорных труб выше насоса) заполняется нефтью. Определяют приемистость пласта закачкой нефти в объеме 6 м³. Промывочный агрегат соединяют с трубным пространством штангового глубинного насоса, производят закачку нефти и создают давление внутри колонны насосно-компрессорных труб, равное 10 МПа. По колтюбинговой трубе под давлением 9 МПа закачивают 12%-ный водный раствор соляной кислоты в объеме 6 м³, что соответствует расчету 1,5 м³/м интервала перфорации. Раствор кислоты продавливают в пласт закачкой нефти в объеме 6 м³. Проводят технологическую выдержку в течение 3 часов. Сбрасывают давление в межтрубном пространстве. Через колтюбинговую трубу вымывают продукты реакции. Отбирают жидкость из скважины в желобную емкость до установления водородного показателя рН выносимой из скважины жидкости в пределах 5,0-5,5, т.е. в пределах, соответствующих значению рН пластовой жидкости эксплуатируемого горизонта до кислотной обработки. Сбрасывают давление в колонне насосно-компрессорных труб.Lean back the head of the balancer of the rocking machine. In the eccentric suspension flange of the wellhead, a geophysical plug is removed in the hole for geophysical exploration. The gland device (lubricator) is mounted in the hole. A coiled tubing pipe with a diameter of 25.4 mm is passed into the lubricator and lowered along the annulus to the bottom of the perforation interval. The well is washed with oil at a rate of 1 l / s. The well (and the tubing string above the pump) is filled with oil. Determine the injectivity of the reservoir by pumping oil in a volume of 6 m ³ . The flushing unit is connected to the tube space of the sucker rod pump, oil is injected, and a pressure of 10 MPa is created inside the tubing string. A 12% aqueous solution of hydrochloric acid in a volume of 6 m ^{3 is} pumped through a coiled tubing pipe under a pressure of 9 MPa, which corresponds to the calculation of 1.5 m ³ / m perforation interval. The acid solution is forced into the reservoir by oil injection in a volume of 6 m ³ . Carry out technological exposure for 3 hours. Relieve pressure in the annulus. Reaction products are washed through a coiled tubing. The fluid is taken from the well into the gutter until the pH of the fluid removed from the well is established within the range of 5.0-5.5, i.e. within the limits corresponding to the pH value of the reservoir fluid of the exploited horizon before acid treatment. Relieve pressure in the tubing string.

Поднимают из скважины колтюбинговую трубу, снимают лубрикатор, ставят геофизическую пробку и запускают скважину в работу.A coiled tubing pipe is raised from the well, the lubricator is removed, a geophysical plug is placed and the well is put into operation.

Аналогичные работы с успехом проводились на скважине с зенитным углом наклона ствола до 15° при оборудовании скважины 5 дюймовой эксплуатационной колонной при создании давления в колонне насосно-компрессорных труб выше насоса в пределах от 3 до 5 МПа.Similar work was successfully carried out on a well with a zenith angle of up to 15 ° when equipping the well with a 5-inch production string while creating pressure in the tubing string above the pump in the range from 3 to 5 MPa.

При проведении обработок по предложенному способу не было отмечено трудностей со спуском и подъемом колтюбинговой трубы и не возникала необходимость ремонта насоса. Кроме того, при осуществлении предложенного способа по сравнению с традиционными способами продолжительность работ снижается в 3-4 раза, трехкратно уменьшается стоимость ремонта, осуществляется избирательная доставка химреагента на забой скважины, исключаются спуско-подъемные операции, появляется возможность работы без глушения скважины.When carrying out the treatments according to the proposed method, there were no difficulties with the descent and lifting of the coiled tubing and there was no need to repair the pump. In addition, when implementing the proposed method, in comparison with traditional methods, the duration of work is reduced by 3-4 times, the cost of repair is reduced three times, the chemical reagent is delivered to the bottom of the well, the hoisting operations are excluded, and it becomes possible to work without killing the well.

Применение предложенного способа позволит решить задачу сохранности насоса и обеспечения спуска и подъема колтюбинговой трубы по межтрубному пространству скважины.The application of the proposed method will solve the problem of the safety of the pump and the descent and lifting of the coiled tubing along the annular space of the well.

Claims

A method of processing a bottom-hole zone of a producing well, including descent of a coiled tubing along the annulus of the well, pumping products for processing and putting the well into operation, characterized in that a string and equipment with a diameter of not more than 2 are used as a column of tubing and underground equipment, 5 inches, the coiled tubing pipe is lowered along the annulus of the borehole with a zenith angle of inclination of the wellbore up to 30 ° when the borehole is equipped with 6 or more inch production casing or enitnym trunk tilt angle of 15 ° with the well equipment 5-inch production casing, before injection products string of tubing is filled with oil above the pump and the wellhead in the column tubing, a pressure greater than a coiled pipe.