RU2423604C1 - Procedure for development of payable carbonate bed - Google Patents
Procedure for development of payable carbonate bed Download PDFInfo
- Publication number
- RU2423604C1 RU2423604C1 RU2010108182/03A RU2010108182A RU2423604C1 RU 2423604 C1 RU2423604 C1 RU 2423604C1 RU 2010108182/03 A RU2010108182/03 A RU 2010108182/03A RU 2010108182 A RU2010108182 A RU 2010108182A RU 2423604 C1 RU2423604 C1 RU 2423604C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- packer
- drilling
- bed
- formation
- treatment
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способу обработки призабойной зоны (ОПЗ) продуктивного карбонатного пласта порово-трещиноватого типа с целью восстановления коллекторских характеристик пласта или повышения приемистости пласта в нагнетательных скважинах.The invention relates to the field of the oil and gas industry, in particular to a method for processing a bottom-hole zone (BHP) of a productive pore-fractured carbonate formation in order to restore reservoir characteristics of the formation or increase the injectivity of the formation in injection wells.
Известен способ обработки пласта с целью повышения эффективности обработки и увеличения добывных возможностей пласта (см. РД-39-0147585-020 ВНИИ-86 «Инструкция по технологии обработки призабойной зоны скважины на основе гетерогенных жидкостей и гидродинамических эффектов»).A known method of treating a formation in order to increase processing efficiency and increase production capabilities of the formation (see RD-39-0147585-020 VNII-86 "Instructions on the technology for processing the bottom-hole zone of a well based on heterogeneous fluids and hydrodynamic effects").
Способ предусматривает спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с устройством для создания гидроимпульсов в интервале продуктивного пласта и закачку через них в пласт кислоты или других обрабатывающих жидкостей с производительностью, с которой принимает пласт, одновременно создавая устройством гидроимпульсы (гидроудары).The method involves lowering into the well a string of tubing (tubing) with a device for generating hydraulic pulses in the interval of the reservoir and pumping acid or other processing fluids through them into the reservoir with a capacity with which the reservoir receives, while creating hydraulic pulses (hydraulic shocks).
Недостатком известного способа является недостаточная эффективность в силу технологических особенностей, т.е. обработка ведется не в оптимальном режиме. Объясняется это тем, что в процессе продавливания в пласт кислоты частота и амплитуда создаваемых гидроимпульсов, а также создаваемое давление скважина-пласт не контролируются, т.е. обработка ведется бесконтрольно.The disadvantage of this method is the lack of efficiency due to technological features, i.e. processing is not in optimal mode. This is explained by the fact that in the process of forcing acid into the formation, the frequency and amplitude of the generated hydraulic pulses, as well as the generated well-formation pressure, are not controlled, i.e. processing is carried out uncontrollably.
Известен также способ обработки продуктивного карбонатного пласта (см. патент RU №22005950, 7Е21В 43/27, опубл. в БИ №16, 10.06.2003 г.), включающий спуск колонны НКТ в скважину, установку башмака колонны в интервале обработки, закачку кислотного раствора по трубам и воздействие им на породу продуктивного пласта. При этом перед спуском колонны труб башмак колонны оборудуют устройством с гидромониторными насадками, раздельно расположенными под углами 90 или 120° по образующей, а закачку кислоты в пласт осуществляют порциями в режиме гидромониторного воздействия поверхностно-активного вещества (ПАВ), которым выполняют гидропескоструйные воздействия на пласт. Чередование кислотного гидромониторного и гидропескоструйного воздействия осуществляют поочередно посредине каждого интервала обработки.There is also known a method of processing a productive carbonate formation (see patent RU No. 22005950, 7E21B 43/27, published in BI No. 16, 06/10/2003), including the descent of the tubing string into the well, the installation of the shoe shoe in the processing interval, the injection of acid solution through the pipes and their impact on the rock of the reservoir. In this case, before the descent of the pipe string, the shoe of the column is equipped with a device with hydromonitor nozzles separately located at angles of 90 or 120 ° along the generatrix, and the acid is injected into the formation in portions in the mode of hydromonitor exposure to a surface-active substance (surfactant), which performs hydro-sandblasting effects on the formation . The alternation of acid hydro-monitor and hydro-sand blasting is carried out alternately in the middle of each processing interval.
Недостатком способа является сложность технологии обработки, требует наличия песка определенной фракции, а необходимость вымывания из скважины после завершения операции обработки требует дополнительных спуско-подъемных операций в случае использования песка крупной фракции.The disadvantage of this method is the complexity of the processing technology, requires the presence of sand of a certain fraction, and the need to wash out of the well after the completion of the processing operation requires additional tripping operations in the case of using sand of a large fraction.
Известен способ заканчивания скважины (см. описание к А.С. №1696674, Е21В 33/13, опубл. в БИ №45, 07.12.1991 г.), предусматривающий кислотную обработку ПЗП. Способ включает следующие технологические операции:There is a known method of well completion (see description to AS No. 1696674, ЕВВ 33/13, published in BI No. 45, 12/07/1991), providing for the acid treatment of the bottom-hole zone. The method includes the following technological operations:
1) Вскрытие продуктивного пласта буровым раствором с высокой водоотдачей, содержащей в своем составе химически разрушаемый наполнитель.1) The opening of the reservoir with a drilling fluid with high loss, containing chemically destructible filler.
2) Образование химически разрушаемой глинистой корки в интервале продуктивного пласта путем циркуляции бурового раствора.2) The formation of chemically destructible clay crust in the interval of the reservoir by circulation of the drilling fluid.
3) Цементирование скважины и перфорация.3) Well cementing and perforation.
4) Спуск колонны труб с пакером.4) The descent of the pipe string with the packer.
5) Разобщение верхних перфорационных каналов от нижних.5) Dissociation of the upper perforation channels from the lower.
6) Удаление глинистой корки путем химического разрушения циркуляцией водного раствора ПАВ в заколонном пространстве через нижние перфорационные отверстия с возвратом раствора в межтрубной пространство через верхние отверстия.6) Removing the clay crust by chemical destruction by circulation of an aqueous surfactant solution in the annulus through the lower perforations with the return of the solution into the annulus through the upper holes.
7) Продавливание в пласт кислоты и циркуляция ее в заколонном пространстве.7) Squeezing acid into the formation and circulating it in the annulus.
Этот способ по технической сущности более близок к предлагаемому и может быть принят в качестве прототипа.This method is by technical nature closer to the proposed one and can be adopted as a prototype.
Недостатками способа являются сложность технологии, большие затраты времени и низкая эффективность.The disadvantages of this method are the complexity of the technology, the large investment of time and low efficiency.
Технической задачей настоящего изобретения является устранение вышеперечисленных недостатков прототипа.The technical task of the present invention is to remedy the above disadvantages of the prototype.
Поставленная техническая задача решается описываемым способом, включающим вскрытие бурением продуктивного пласта с промывкой буровым раствором, цементирование колонны и перфорацию ее, спуск колонны насосно-компрессорных или бурильных труб с пакером, разобщение им верхних перфорационных каналов от нижних одного из интервалов пласта, обработка пласта кислотой путем циркуляции их в заколонном пространстве.The stated technical problem is solved by the described method, including opening a productive formation by drilling with drilling mud, cementing the column and perforating it, lowering the tubing string or drill pipe with a packer, uncoupling the upper perforation channels from the lower one of the formation intervals, treating the formation with acid by their circulation in the annulus.
Новым является то, что для ускорения операции обработки и повышения ее эффективности одновременно с обработкой пласта в призабойной зоне под пакером циклически создают вакуум (разрежение), при этом операцию обработки осуществляют, начиная с верхнего интервала у кровли пласта под давлением ниже давления гидроразрыва пласта, создаваемым над пакером через межтрубное пространство, вакуум в призабойной зоне под пакером создают путем свабирования, при этом вскрытие бурением продуктивного пласта осуществляют с промывкой безглинистым полимерным раствором, а перфорацию скважины осуществляют сверлением на большую глубину с интервалом между перфорационными отверстиями 1-3 м.New is that in order to accelerate the processing operation and increase its efficiency simultaneously with the formation treatment in the bottomhole zone under the packer, a vacuum (vacuum) is cyclically created, and the treatment operation is carried out starting from the upper interval at the formation roof under pressure below the hydraulic fracturing pressure created by above the packer through the annulus, a vacuum in the bottomhole zone under the packer is created by swabbing, while drilling the productive formation by drilling with clay-free polymer solution, and the perforation of the well is carried out by drilling to a great depth with an interval between perforations of 1-3 m
Патентные исследования по определению технического уровня и на соответствие критерию «новизна» проводились по патентному фонду института «ТатНИПИнефть» ретроспективностью 20 лет. Результаты патентных исследований показали отсутствие аналогичных технических решений, обладающих такой совокупностью существенных признаков, как у заявляемого объекта, не обнаружены. Следовательно, по нашему мнению, предложение авторов обладает новизной.Patent research to determine the technical level and the compliance with the criterion of "novelty" was carried out according to the patent fund of the TatNIPIneft Institute with a retrospective of 20 years. The results of patent studies showed the absence of similar technical solutions that have such a combination of essential features as the claimed object, were not found. Therefore, in our opinion, the proposal of the authors is new.
На приведенной фиг.1 изображена обсаженная скважина, где видны перфорационные отверстия и каналы, выполненные сверлением, и спущенная дополнительная колонна труб с пакером в нижней части, и сваб, спущенный по дополнительной колонне труб, в продольном разрезе. На фиг.2 - вид на А (увеличенно), в разрезе по фиг.1.Figure 1 shows a cased well, where perforations and channels made by drilling are visible, and a deflated additional pipe string with a packer in the lower part, and a swab deflated along the additional pipe string, in longitudinal section. Figure 2 is a view of A (enlarged), in section according to figure 1.
Способ осуществляют в следующей последовательности.The method is carried out in the following sequence.
В скважину 1, пробуренную до проектной глубины с вскрытием продуктивного карбонатного пласта 2 промывкой полимерным буровым раствором, спускают колонну обсадных труб 3 и цементируют по традиционной технологии с использованием цементировочных агрегатов типа ЦА 320М и по окончании ожидания затвердевания цемента 4 (ОЗЦ) осуществляют перфорацию сверлением на большую глубину до 3-х метров и более. Вскрытие продуктивного пласта с использованием безглинистого полимерного бурового раствора позволяет исключить образования проницаемой фильтрационной корки, образуемой при использовании глиномелового бурового раствора, предусмотренного в прототипе, что позволяет исключить операцию по удалению фильтрационной корки. В качестве безглинистого бурового раствора можно использовать состав, приведенный в регламенте на заканчивание скважин (см. РД 39-0147585-232-01, г.Бугульма, 2001 г., разработанный институтом «ТатНИПИнефть», стр.13). Указанный безглинистый буровой раствор содержит в мас.%:A
Полиакриламид (ПАА) - 2-3.Polyacrylamide (PAA) - 2-3.
Карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) - 2-5.Carboxymethyl cellulose (CMC) - 2-5.
Кальцинированная сода - 3-5.Soda ash - 3-5.
Крахмал - 3.Starch - 3.
Вода техническая - остальное.Technical water - the rest.
Ниже приведены значения технологических параметров полимерного раствора.Below are the values of the technological parameters of the polymer solution.
Плотность, г/см3 - 1,00.Density, g / cm 3 - 1.00.
Условная вязкость, с - 23-25.Conditional viscosity, s - 23-25.
Пластическая вязкость, МПа·с - 17-25.Plastic viscosity, MPa · s - 17-25.
Динамическое напряжение сдвига, дПа - 5-20.Dynamic shear stress, dPa - 5-20.
Статическое напряжение сдвига, дПаStatic shear stress, dPa
через 1 мин - 1-2after 1 min - 1-2
через 10 мин - 5-6after 10 minutes - 5-6
Показатель фильтрации, см3/30 мин - 5-6Indicator filtration, cm 3/30 min - 5.6
Водородный показатель, pH - 8-9Hydrogen indicator, pH - 8-9
Толщина полимерной корки, мм - 0,5The thickness of the polymer crust, mm - 0.5
Удельное электрическое сопротивление, Ом·м. - 1-3Electrical resistivity, Ohm · m. - 1-3
В качестве устройства для сверления можно использовать техническое решение по патенту РФ №2182961, 7Е21В 43/114, опубл. в БИ №15, 2002 г., спускаемое на электрическом кабеле. Оно содержит корпус, внутри которого размещены двигатель, редуктор, а также механизм прижатия устройства к стенке скважины, узел подачи бура, узел поворота бура и кассета для размещения патрубков бура.As a device for drilling, you can use the technical solution according to the patent of the Russian Federation No. 2182961, 7E21B 43/114, publ. in BI No. 15, 2002, lowered by electric cable. It contains a housing, inside of which there is an engine, a gearbox, as well as a mechanism for pressing the device against the well wall, a drill feed assembly, a drill rotation assembly, and a cassette for accommodating drill pipes.
По окончании операции сверления в скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб 5 (НКТ) с пакером 6 и по трубному пространству 7 закачивают необходимый объем раствора 20% концентрации соляной кислоты 8 из расчета 1-2 м3 на каждый метр толщины обрабатываемого продуктивного пласта. Далее этим же пакером разобщают верхние перфорационные отверстия 9 от нижнего отверстия 10. Операцию обработки пласта начинают с верхнего интервала, как это изображено на прилагаемом чертеже, повышая давление над пакером, нагнетая жидкость насосным агрегатом в межтрубное пространство. Под действием давления кислота через верхние перфорационные отверстия 9, попадая в просверленные каналы 11 в породе, начинает проникать в поры пласта, вступая одновременно в реакцию с карбонатами пласта и тем самым увеличивая его проницаемость. При этом одновременно запускают в работу установку для свабирования (установка не изображена), в качестве которой можно использовать техническое решение по патенту РФ №2264534, содержащее мачту, выполненную из сварных трубчатых конструкций, к стойкам которой закреплены основания - верхнее и нижнее с направляющими роликами, нижнее из которых может присоединяться к колонному фланцу скважины с помощью болтового соединения. Упомянутый нижний ролик установлен с возможностью ориентации относительно барабана с канатом лебедки, имеющей в своем составе редуктор и электродвигатель. При перемещении сваба 12 вверх под ним создается вакуум (разрежение), что способствует ускорению циркуляции кислоты в заколонном пространстве. Отработанная кислота вместе с продуктами реакции, а также водонефтяная эмульсия через нижние перфорационные каналы выносятся в скважину и далее оттуда свабом - на поверхность.At the end of the drilling operation, a tubing string 5 (tubing) with a
При снижении концентрации кислоты в 2-3 раза циркуляцию ее прекращают и приступают к обработке нижележащего интервала пласта. Для этого пакер приводят в исходное положение и путем подачи колонны труб вниз пакер устанавливают в интервале следующего обрабатываемого пласта и после пакеровки цикл повторяют по описанной выше технологии и до тех пор, пока не обработают все интервалы пласта. При этом свабирование продолжают до ожидаемого дебита скважины согласно проекту, после чего сваб извлекают на поверхность и скважину продолжают эксплуатировать механизированным способом, например глубинными насосами.With a decrease in acid concentration by a factor of 2–3, its circulation is stopped and the treatment of the underlying interval of the formation is started. To do this, the packer is brought to its original position and by feeding the pipe string down the packer is installed in the interval of the next formation being processed and after packing, the cycle is repeated according to the technology described above and until all intervals of the formation are processed. In this case, swabbing is continued until the expected production rate of the well according to the design, after which the swab is removed to the surface and the well continues to be operated in a mechanized way, for example, by deep pumps.
Технико-экономическое преимущество предложения складывается из снижения затрат времени на обработку и увеличения дебита скважины вследствие повышения эффективности обработки.The technical and economic advantage of the proposal consists of reducing the time spent on processing and increasing the flow rate of the well due to increased processing efficiency.
Claims (4)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010108182/03A RU2423604C1 (en) | 2010-03-04 | 2010-03-04 | Procedure for development of payable carbonate bed |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010108182/03A RU2423604C1 (en) | 2010-03-04 | 2010-03-04 | Procedure for development of payable carbonate bed |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2423604C1 true RU2423604C1 (en) | 2011-07-10 |
Family
ID=44740385
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2010108182/03A RU2423604C1 (en) | 2010-03-04 | 2010-03-04 | Procedure for development of payable carbonate bed |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2423604C1 (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2527917C1 (en) * | 2013-10-25 | 2014-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well operation intensification method |
RU2570159C1 (en) * | 2014-11-25 | 2015-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Procedure for treatment of payable carbonate bed |
RU2695908C1 (en) * | 2018-07-24 | 2019-07-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Well completion method |
-
2010
- 2010-03-04 RU RU2010108182/03A patent/RU2423604C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2527917C1 (en) * | 2013-10-25 | 2014-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well operation intensification method |
RU2570159C1 (en) * | 2014-11-25 | 2015-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Procedure for treatment of payable carbonate bed |
RU2695908C1 (en) * | 2018-07-24 | 2019-07-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Well completion method |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US9896917B2 (en) | Oil production intensification device and method | |
RU2533393C1 (en) | Large-volume acid treatment method for carbonate bed | |
RU2512216C1 (en) | Treatment method of bottomhole zone | |
RU2652412C1 (en) | Method of acidizing bottomhole formation zone with carbonate reservoir | |
RU2423604C1 (en) | Procedure for development of payable carbonate bed | |
RU2599156C1 (en) | Method of interval treatment of bottom hole zone of horizontal well shaft | |
RU2261986C1 (en) | Method for complex well bottom zone treatment | |
RU2614832C2 (en) | Procedure for development of oil producing well and device for its implementation | |
RU2451175C1 (en) | Method of bottom-hole zone treatment of low-permeable terrigenous formations (versions) | |
RU2499134C2 (en) | Method of development of oil pool located above gas pool and separated therefrom by impermeable parting | |
RU2258803C1 (en) | Production bed treatment method | |
RU2006126466A (en) | METHOD FOR PROCESSING BOTTOM-HOLE ZONE OF OIL-PRODUCING WELLS AND DEVICE FOR ITS IMPLEMENTATION | |
RU2740505C1 (en) | Acid treatment method of open horizontal shaft of wells | |
RU2525563C1 (en) | Processing of wellbore zone of formation | |
RU2205950C1 (en) | Method of treatment of producing carbonate formation | |
RU2528803C1 (en) | Processing of bottomhole of low-cemented terrigenous bed at abnormally low bed pressure | |
RU2534262C1 (en) | Interval treatment method of bottom-hole zone of oil-gas well formations | |
RU2537430C1 (en) | Method of cleaning of near wellbore region of injection wells | |
RU2566343C1 (en) | Method for pulse-wave treatment of productive formation, and device for its implementation | |
RU2495231C1 (en) | Flushing method for wells with lost-circulation formation | |
RU2614139C1 (en) | Method for development of oil producing well and device therefor | |
RU2213859C2 (en) | Device for stimulation and cleaning of bottomhole formation zone | |
SU1206431A1 (en) | Method of isolating bottom water in oil well | |
RU2055172C1 (en) | Method for hydraulic fracturing of formation | |
RU2410528C1 (en) | Method of protection against sand phenomena in well |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190305 |