RU2459944C1 - Method for initiating inflow from formation and device for its implementation - Google Patents
Method for initiating inflow from formation and device for its implementation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2459944C1 RU2459944C1 RU2011110436/03A RU2011110436A RU2459944C1 RU 2459944 C1 RU2459944 C1 RU 2459944C1 RU 2011110436/03 A RU2011110436/03 A RU 2011110436/03A RU 2011110436 A RU2011110436 A RU 2011110436A RU 2459944 C1 RU2459944 C1 RU 2459944C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- tubing
- formation
- packer
- string
- fluid
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретения относятся к горной промышленности, в частности к процессам освоения скважин.The invention relates to the mining industry, in particular to the processes of well development.
Известен способ вызова притока из пласта (Амиян В.А. и др. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов. 2-е изд. перераб. и доп. - М.: Недра, 1980, с.286.), включающий последовательный спуск в скважину насосно-компрессорных труб (НКТ) с пусковыми муфтами, установленными на расстоянии друг от друга и на глубинах, обеспечивающих возможность продавки газообразного агента при максимальном давлении компрессора, обвязку устьевой арматуры, нагнетание в насосно-компрессорные трубы газообразного агента и продувку затрубного пространства через пусковую муфту.There is a method of causing inflow from the reservoir (V. Amiyan and others. The opening and development of oil and gas reservoirs. 2nd ed. Revised and add. - M .: Nedra, 1980, p. 286.), Including a sequential descent into the well tubing (tubing) with start-up couplings installed at a distance from each other and at depths, providing the ability to push the gaseous agent at maximum compressor pressure, strapping wellhead fittings, injecting gaseous agent into the tubing and purging the annulus through the start-up clutch .
Известно также устройство (Амиян В.А. и др. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов. 2-е изд. перераб. и доп. - М.: Недра, 1980, с.286.) для осуществления этого способа, включающее колонну НКТ, пусковые муфты, установленные на НКТ, и устьевую арматуру со штуцером в отводе, гидравлически связанным с затрубным пространством скважины.It is also known a device (Amiyan V.A. and others. The opening and development of oil and gas reservoirs. 2nd ed. Revised and add. - M .: Nedra, 1980, p.286.) For implementing this method, including a tubing string, starting couplings installed on the tubing and wellhead fittings with a fitting in the branch, hydraulically connected with the annulus of the well.
Недостатками данного способа и устройства для его осуществления являются:The disadvantages of this method and device for its implementation are:
- во-первых, в процессе нагнетания газообразного агента оттесняемая скважинная жидкость поступает не только в НКТ, но и частично уходит в пласт, что ухудшит фильтрационные характеристики коллектора;- firstly, in the process of injecting a gaseous agent, the displaced well fluid enters not only the tubing, but also partially goes into the reservoir, which will worsen the filtration characteristics of the reservoir;
- во-вторых, снижение уровня даже небольшими порциями происходит все же довольно резко, что может вызвать ряд осложнений, например прорыв верхних и нижних вод, разрушение слабосцементированной призабойной зоны пласта и др.- secondly, the decrease in the level even in small portions still occurs rather sharply, which can cause a number of complications, for example, a breakthrough of the upper and lower waters, the destruction of a weakly cemented bottom-hole formation zone, etc.
Также известен способ освоения скважины созданием депрессии на пласт (патент RU №2272897, МПК 8 E21B 43/18; B 43/27, опубл. в бюл. №9 от 27.03.2006 г.), включающий замену жидкости, заполняющей скважину на раствор поверхностно-активного вещества (ПАВ) с последующим его газированием путем подачи в скважину газообразователя в виде карбоната аммония, при этом перед подачей газообразующих веществ призабойную зону подвергают кислотной обработке с продавкой кислоты в пласт, в качестве реагентов-газообразователей дополнительно используют водные растворы нитрата натрия NaNO2 и соляной кислоты HCl; водные растворы реагентов-газообразователей закачивают порционно по 0,5-2,0 м3 в следующей последовательности: карбонат аммония, соляная кислота, нитрит натрия, при этом каждый последующий раствор имеет плотность бόльшую, чем предыдущий, объем закачиваемых реагентов составляет 0,3-1,0 объема скважины, но не менее 1,1 внутреннего объема напорной колонны, и обусловлен полезным объемом скважины, а раствор поверхностно-активного вещества дополнительно содержит полые стеклянные микросферы.Also known is a method of developing a well by creating a depression on the formation (patent RU No. 2272897, IPC 8 E21B 43/18; B 43/27, published in Bulletin No. 9 of 03/27/2006), which includes replacing the fluid filling the well with a solution a surfactant with its subsequent aeration by feeding a blowing agent in the form of ammonium carbonate into the well, while before feeding the blowing agents, the bottom-hole zone is subjected to acid treatment with the sale of acid into the formation, and aqueous solutions of nitrate are additionally used as blowing agents atria NaNO 2 and hydrochloric acid HCl; aqueous solutions of blowing agent reagents are injected in doses of 0.5-2.0 m 3 in the following sequence: ammonium carbonate, hydrochloric acid, sodium nitrite, with each subsequent solution having a density higher than the previous one, the volume of injected reagents is 0.3- 1.0 volume of the well, but not less than 1.1 of the internal volume of the pressure column, and is determined by the useful volume of the well, and the surfactant solution additionally contains hollow glass microspheres.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, газирование раствора ПАВ происходит непосредственно в скважине путем подачи газообразующих веществ в призабойную зону скважины, при этом возможны изменения последовательности течения химических реакций и температурного режима, что может привести к изменению физических и химических свойств заменяющей жидкости, в том числе и разложению газированной жидкости на газ и воду, что в целом снижает успешность освоения скважины;- firstly, the surfactant solution is aerated directly in the well by supplying gas-forming substances to the bottomhole zone of the well, while the sequence of chemical reactions and the temperature regime can change, which can lead to a change in the physical and chemical properties of the replacement fluid, including decomposition carbonated liquid for gas and water, which generally reduces the success of well development;
- во-вторых, невозможно эффективно осваивать пласты с загрязненной призабойной зоной, тем более, если эти загрязнения проникли глубоко в пласт, так как для их успешного освоения, кроме кислотной обработки, необходимо значительно увеличить величину депрессии на пласт.- secondly, it is impossible to effectively develop formations with a contaminated bottomhole zone, especially if these contaminants penetrated deep into the formation, since for their successful development, in addition to acid treatment, it is necessary to significantly increase the amount of depression on the formation.
Наиболее близким по технической сущности является способ вызова притока из пласта (патент RU №2065948, МПК 8 E21B 43/25, опубл. в бюл. №24 от 27.08.1996 г.), включающий последовательный спуск в скважину на насосно-компрессорных трубах (без долива жидкости) перфорированного хвостовика, клапанного узла и пакера, обвязку устьевой арматуры, герметизацию затрубного пространства скважины пакером и на устье скважины, долив насосно-компрессорных труб технологической жидкостью и открытие клапанного узла для создания депрессии на пласт, отличающийся тем, что в процессе спуска насосно-компрессорных труб выше пакера устанавливают циркуляционный клапан, который размещают на глубине, обеспечивающей возможность продувки газообразного агента при максимальном давлении компрессора, а в процессе обвязки устьевой арматуры устанавливают перепускной клапан, гидравлически связанный с трубным пространством, при этом долив технологической жидкости в насосно-компрессорные трубы осуществляют до уровня ниже циркуляционного клапана, после чего нагнетают рабочий агент максимально возможным давлением, а перед открытием клапанного узла трубное пространство закрывают, после чего через перепускной клапан периодически сбрасывают давление в трубном пространстве до полного выпуска газообразного агента, открывают циркуляционный клапан, в трубное пространство нагнетают газообразный агент и через циркуляционный клапан продувают затрубное пространство, затем затрубное пространство на устье закрывают и в трубное пространство повторно нагнетают газообразный агент при максимально возможном давлении, после чего через перепускной клапан периодически сбрасывают давление до полного выпуска газообразного агента из трубного пространства.The closest in technical essence is the method of causing inflow from the reservoir (patent RU No. 2065948, IPC 8 E21B 43/25, published in Bulletin No. 24 of 08/27/1996), which includes sequential descent into the well on tubing ( without adding fluid) perforated liner, valve assembly and packer, wellhead fittings, seal the annulus of the well with the packer and at the wellhead, adding tubing to the process fluid and opening the valve assembly to create a depression on the formation, characterized in that in the process of lowering the tubing above the packer install a circulation valve, which is placed at a depth that allows the gaseous agent to be purged at the maximum pressure of the compressor, and in the process of tying the wellhead fittings, a bypass valve is installed hydraulically connected to the pipe space, while adding process fluid to the pump -compressor pipes are carried out to a level below the circulation valve, after which the working agent is pumped with the maximum possible pressure, and d by opening the valve assembly, the pipe space is closed, after which the pressure in the pipe space is periodically released through the bypass valve until the gaseous agent is completely discharged, the circulation valve is opened, the gaseous agent is pumped into the pipe space and the annulus is blown through the circulation valve, then the annulus at the mouth is closed and a gaseous agent is re-injected into the pipe space at the maximum possible pressure, after which it is periodically through the bypass valve The plates release pressure until the gaseous agent is completely discharged from the pipe space.
Кроме того, устройство для осуществления данного способа, включающее связанный с насосно-компрессорными трубами, механический пакер, устьевую арматуру с отводами, гидравлически связанными соответственно с трубным и затрубным пространствами насосно-компрессорных труб, установленный под пакером цилиндр с радиальным отверстием, клапанным узлом, выполненным в виде зафиксированного в цилиндре запорного элемента, перекрывающего радиальное отверстие цилиндра, и выполненным под клапанным узлом посадочным конусом, в котором установлен поршень и соединенный с цилиндром перфорированный хвостовик, при этом оно снабжено дополнительным отводом устьевой арматуры со связанным с полостью насосно-компрессорных труб перепускным узлом, выполненным в виде отрезка трубы с вентилями с двух его сторон, и манометром, прикрепленным внутри устьевой арматуры сбрасываемым штырем, и установленным на насосно-компрессорных трубах над пакером циркуляционным клапаном, выполненным в виде муфты с торцевым упором и боковыми отверстиями, перекрытыми зафиксированной в крайнем верхнем положении срезным элементом, втулкой с посадочным седлом под сбрасываемый шар, при этом втулка установлена с возможностью осевого перемещения до торцевого упора муфты, запорный элемент клапанного узла выполнен в виде полого срезного болта, подпоршневая полость цилиндра гидравлически связана с полостью перфорированного хвостовика, диаметр поршня меньше внутреннего диаметра перфорированного хвостовика, который имеет кольцевой упор в нижней части для посадки поршня, а масса штыря превышает силу трения, удерживающую поршень в цилиндре.In addition, a device for implementing this method, including associated with the tubing, a mechanical packer, wellhead fittings with bends hydraulically connected respectively to the pipe and annular spaces of the tubing, a cylinder installed beneath the packer with a radial hole, a valve assembly made in the form of a locking element fixed in the cylinder, overlapping the radial hole of the cylinder, and made under the valve assembly landing cone in which the piston is installed the perforated shank connected to the cylinder, and it is equipped with an additional outlet of the wellhead fittings with a bypass assembly connected to the cavity of the tubing made in the form of a pipe segment with valves on its two sides, and a pressure gauge attached inside the wellhead fittings with a reset pin, and a circulation valve mounted on tubing above the packer, made in the form of a coupling with an end stop and side openings blocked by the cp fixed in the highest position with a bushing with a seat with a seat for a ball being thrown, the bushing being mounted with the possibility of axial movement to the end stop of the coupling, the locking element of the valve assembly is made in the form of a hollow shear bolt, the piston cylinder cavity is hydraulically connected to the cavity of the perforated shaft, the piston diameter is smaller than the inner diameter perforated shank, which has an annular stop at the bottom for landing the piston, and the mass of the pin exceeds the friction force holding the piston in the cylinder.
Недостатками данного способа и устройства для его осуществления являются:The disadvantages of this method and device for its implementation are:
- во-первых, сложность конструкции устройства и технологического процесса его осуществления, в связи с чем увеличиваются материальные затраты на изготовление устройства и финансовые затраты на его осуществление;- firstly, the complexity of the design of the device and the technological process of its implementation, in connection with which the material costs for the manufacture of the device and financial costs for its implementation increase;
- во-вторых, после распакеровки пакера жидкость, находящаяся в скважине в процессе вызова притока из пласта в надпакерном пространстве, попадает обратно в пласт, в связи с чем ухудшается качество вызова притока (освоения) пласта, т.е. снижаются коллекторские свойства призабойной зоны пласта (ПЗП);- secondly, after unpacking the packer, the fluid that is in the well during the inflow from the reservoir in the overpacker space flows back into the reservoir, and therefore the quality of the inflow (development) of the reservoir deteriorates, i.e. reservoir properties of the bottom-hole formation zone (PZP) are reduced;
- в-третьих, при освоении пласта компрессором, т.е. закачке газа в колонну труб, создается дополнительное противодавление на пласт, вследствие чего пластом поглощается жидкость, уровень ее в скважине снижается;- thirdly, when developing the reservoir with a compressor, i.e. gas injection into the pipe string, additional back pressure is created on the formation, as a result of which the liquid is absorbed by the formation, its level in the well decreases;
- в-четвертых, невозможность произвести кислотную обработку загрязненной призабойной зоны пласта сразу после вызова притока.- fourthly, the inability to perform acid treatment of the contaminated bottom-hole formation zone immediately after the inflow is called.
Задачей изобретения является упрощение конструкции устройства и технологического процесса осуществления способа с возможностью вызова притока из пласта газированной жидкостью расчетной плотности, позволяющей регулировать величину депрессии на пласт в процессе освоения скважины, а также снижение гидравлического давления, возникающего в процессе замены жидкости в скважине с возможностью эффективного освоения пластов с загрязненной призабойной зоной кислотной обработкой, а также улучшить качество освоения путем исключения попадания скважинной жидкости из надпакерного пространства.The objective of the invention is to simplify the design of the device and the process of implementing the method with the ability to call the inflow from the formation with carbonated liquid of the estimated density, which allows you to adjust the amount of depression on the formation during the development of the well, as well as reducing the hydraulic pressure that occurs in the process of replacing the fluid in the well with the possibility of effective development formations with acid-contaminated bottom-hole zone, and also improve the quality of development by eliminating I well fluid from nadpakernogo space.
Способ для вызова притока из пласта, включающий спуск в скважину на насосно-компрессорных трубах (НКТ) цилиндра с радиальными отверстиями, перекрытыми от сообщения с НКТ в транспортном положении клапанным узлом, пакера и установленного выше пакера циркуляционного клапана для сообщения с межтрубным пространством, герметизацию межтрубного пространства пакером выше пласта, снижение уровня жидкости в трубном и межтрубном пространствах для создания депрессии на пласт, открытие клапанного узла.A method for causing inflow from a formation, including a descent into a well on tubing of a cylinder with radial holes blocked from communicating with the tubing in the transport position by the valve assembly, the packer and the circulation valve packer installed above to communicate with the annulus, sealing the annulus space packer above the reservoir, reducing the level of fluid in the pipe and annular spaces to create depression on the reservoir, opening the valve assembly.
Новым является то, что снижение уровня в трубном и межтрубном пространствах осуществляют закачкой газированной жидкости через гибкую трубу, предварительно спускаемую в НКТ до взаимодействия с циркуляционным клапаном, который открыт в транспортном положении для сообщения трубного и межтрубного пространств, клапанный узел, выполненный с возможностью притока флюида из пласта с НКТ в транспортном положении, открывают после создания депрессии на пласт, а циркуляционный клапан закрывают, после чего проводят кислотную обработку пласта с последующей технологической выдержкой, далее в НКТ спускают гибкую трубу, закачивают газированную жидкость в НКТ для снижения в ней уровня жидкости и создания депрессии на пласт с выносом продукции реакции кислоты с породой пласта.New is that the decrease in the level in the pipe and annular spaces is carried out by injection of carbonated liquid through a flexible pipe that is previously lowered into the tubing before interacting with the circulation valve, which is open in the transport position for communication of the pipe and annular spaces, a valve assembly configured to supply fluid from the formation with tubing in the transport position, open after creating depression on the formation, and the circulation valve is closed, after which the acid treatment of the formation with leduyuschey exposure process, then lowered in the tubing a flexible tube, carbonated liquid is pumped into the tubing to reduce the liquid level therein and create drawdown with the removal of acid production reaction with the rock formation.
А также устройством для осуществления способа, включающим связанный с НКТ пакер, устьевую арматуру с отводами, гидравлически связанными с трубным и межтрубным пространствами НКТ, установленный под пакером цилиндр с радиальными отверстиями, перекрытыми в транспортном положении, клапанным узлом, выполненным в виде поршня, зафиксированного в цилиндре в верхнем положении, и расположенный выше пакера циркуляционный клапан, выполненный в виде муфты с нижним торцевым упором и боковыми отверстиями, выполненными с возможностью перекрытия полой втулкой, зафиксированной в верхнем положении срезными элементами.As well as a device for implementing the method, including a packer connected to the tubing, wellhead fittings with bends hydraulically connected to the tubing and annular tubing spaces, a cylinder installed under the packer with radial openings blocked in the transport position, a valve assembly made in the form of a piston fixed in cylinder in the upper position, and the circulation valve located above the packer, made in the form of a coupling with a lower end stop and side openings made with the possibility of overlapping the polo th sleeve fixed in the upper position by shear elements.
Новым является то, что оно оснащено гибкой трубой, спускаемой в НКТ и выполненной с возможностью взаимодействия после создания депрессии на пласт с полой втулкой для перемещения ее до торцевого упора с перекрытием боковых отверстий, открытых в транспортном положении, причем радиальные отверстия цилиндра перекрыты в транспортном положении поршнем, зафиксированным в верхнем положении разрушаемыми элементами и выполненным с возможностью открытия радиальных каналов при перемещении вниз, причем поршень дополнительно оснащен клапаном, пропускающим снизу вверх.New is that it is equipped with a flexible pipe, lowered into the tubing and made with the possibility of interaction after creating a depression on the formation with a hollow sleeve to move it to the end stop with overlapping side holes open in the transport position, and the radial holes of the cylinder are closed in the transport position a piston fixed in the upper position with destructible elements and configured to open radial channels when moving downward, and the piston is additionally equipped with a valve Let upwards.
На фиг.1 изображена наземная часть устройства и способа вызова притока из пласта.Figure 1 shows the ground part of the device and method of causing inflow from the reservoir.
На фиг.2, 3, 4 изображена последовательная схема подземной части устройства и способа для вызова притока из пласта.Figure 2, 3, 4 shows a sequential diagram of the underground part of the device and method for causing the influx from the reservoir.
Способ вызова притока из пласта 1 (см. фиг.2) включает спуск в скважину 2 на насосно-компрессорных трубах (НКТ) 3 цилиндра 4 с радиальными отверстиями 4', перекрытого от сообщения с НКТ 3 в транспортном положении клапанным узлом 5, пакера 6 и установленного выше пакера 6 циркуляционного клапана 7 для сообщения трубного пространства 8 с межтрубным пространством 9.The method of causing inflow from formation 1 (see Fig. 2) includes descent into well 2 on
Пакер 6 герметизирует межтрубное пространство 9 выше пласта 1, причем нижний конец колонны НКТ 3 должен размещаться на уровне подошвы пласта 1, а пакер 6, например, механического действия марки ПРО-ЯМО, выпускаемой НПФ «ПАКЕР» (г. Октябрьский, Республика Башкортостан, Россия) устанавливается на 5-10 метров выше кровли пласта 1.
На устье скважины производят обвязку, как показано на фиг.1, газобустерной установки 10, например УНГ-8/15 (руководство по эксплуатации 5859-0000010 РЭ), предназначенной для приготовления газированной жидкости расчетной плотности с автоцистерной 11, заполненной технологической жидкостью.At the wellhead, a strapping is performed, as shown in FIG. 1, of a
Технологическую жидкость в виде 0,1% водного раствора ПАВ МЛ-81Б завозят на скважину 1 в автоцистернах 11 общим объемом в зависимости от времени и объема закачки газированной жидкости в скважину 1, например не менее 20 м3.Technological liquid in the form of a 0.1% aqueous solution of ML-81B surfactant is delivered to well 1 in
Устьевую арматуру 12 скважины 2 обвязывают с желобной системой 13, а также установкой "Колтюбинг" 14, предназначенной для спуска гибкой трубы (ГТ) 15 в колонну НКТ 3 (см. фиг.1 и 2).The
Далее (см. фиг.2) в трубное пространство 8 колонны НКТ 3 через центральное отверстие (на фиг. не показано) в устьевой арматуре 12 скважины 1 вводят ГТ 15 (см. фиг.2 и 4) до тех пор, пока нижний конец 16 ГТ 15 не достигнет взаимодействия с циркуляционным клапаном 7, после чего ГТ 15 приподнимают на 1-2 м.Next (see FIG. 2), GT 15 (see FIGS. 2 and 4) is introduced into the
С помощью газобустерной установки 10 на устье скважины 2 газируют технологическую жидкость до получения необходимого объема газированной жидкости и выводят на режим освоения газобустерную установку 10, получив на выходе газированную жидкость расчетной плотности.Using a
После чего производят закачку газированной жидкости от газобустерной установки 10 по нагнетательной линии 17 в ГТ 15, при этом циркуляционный клапан 7 открыт в транспортном положении, т.е. его боковые отверстия 18 сообщают трубное 8 и межтрубное 9 пространства.After that, carbonated liquid is injected from the
Таким образом, закачкой газированной жидкости в ГТ 15 (см. фиг.2) осуществляют снижение уровня жидкости в трубном 8 и межтрубном 9 пространствах, при этом вытесняемая жидкость, находившаяся в трубном 8 и межтрубном 9 пространствах, вытесняется в желобную систему 13 через боковые отводы устьевой арматуры 12 (см. фиг.1), при этом клапанный узел 5 (см. фиг.2) исключает попадание как вытесняемой скважинной жидкости, так и вытесняющей газированной жидкости в пласт 1.Thus, by injection of carbonated liquid into GT 15 (see FIG. 2), the liquid level is reduced in the
Давление на нагнетательной линии 17 бустерной установки в процессе закачки газированной жидкости не должно превышать 18 МПа, так как это приводит к работе газобустерной установки 10 на максимальном режиме и может привести к выходу его из строя, при этом для снижения давления, в случае достижения вышеуказанного значения давления, увеличивают объем подачи технологической жидкости из автоцистерны 11 в бустерную установку 10 и снижают объем подачи газа компрессором (на фиг. не показано), т.е увеличивают плотность газожидкостной смеси, закачиваемой в ГТ 15.The pressure on the
При снижении уровня жидкости до определенного уровня клапанный узел 5 (см. фиг.2), находящийся в транспортном положении, выполненный с возможностью притока флюида из пласта с НКТ 3, начинает перепускать через себя флюид. В результате на пласт 1 создается депрессия, происходит вызов притока из пласта 1 и загрязнения призабойной зоны увлекаются в основном по трубному пространству 8 колонны НКТ 3 и частично по межтрубному пространству 9 в желобную систему 13, при этом визуально выход загрязнений наблюдается в желобной системе 13. Закачку газированной жидкости в ГТ 15 продолжают в течение 2-3 часов.When the fluid level drops to a certain level, the valve assembly 5 (see FIG. 2), in the transport position, configured to supply fluid from the formation with
После чего прекращают закачку газированной жидкости в ГТ 15. Далее циркуляционный клапан 7 разгрузкой ГТ 15 закрывают (см. фиг.3) и извлекают ГТ 15 из скважины 2. Далее производят кислотную обработку пласта 1.Then stop the injection of carbonated liquid in the
Причем кислотную обработку производят в зависимости от типа коллектора пласта 1 следующим образом.Moreover, the acid treatment is carried out depending on the type of reservoir of
Для обработки карбонатных коллекторов в пласт 1 закачивают раствор ингибированной соляной кислоты (по ТУ 2458-017-12966038-2002) из расчета 0,8-1,5 м3 на 1 м толщины пласта.To treat carbonate reservoirs, a solution of inhibited hydrochloric acid (according to TU 2458-017-12966038-2002) is pumped into
Для обработки терригенных коллекторов в пласт 1 закачивают раствор глинокислоты (по ТУ 02-1453-78) из расчета 0,4 до 0,6 м3 раствора на 1 м толщины пласта.To treat terrigenous reservoirs, clay solution (according to TU 02-1453-78) is pumped into
Производят кислотную обработку пласта 1, причем первоначально закачкой кислотного раствора в колонне НКТ 3 поднимают давление, например, до значения 6 МПа, при этом разрушаются срезные винты 19 клапанного узла 5 и он занимает рабочее положение, при этом радиальные отверстия 4' цилиндра 4 открываются и пласт 1 сообщается с трубным пространством 8 колонны НКТ 3.An acid treatment of the
Далее производят закачку по колонне НКТ 3 кислотного раствора с продавкой его в пласт 1 технологической жидкостью посредством кислотного агрегата (на фиг.1 не показано), после чего выдерживают технологическую паузу, например, в течение 12 часов для реакции кислоты с породой пласта 1.Next, an acid solution is injected through the
Далее в колонну НКТ 3 (см. фиг.4) вновь спускают гибкую трубу 15 (как описано выше) до тех пор, пока нижний конец 16 ГТ 15 не достигнет взаимодействия с циркуляционным клапаном 17, после чего ГТ 15 приподнимают на 1-2 метра.Then, the flexible pipe 15 (as described above) is again lowered into the tubing string 3 (see FIG. 4) until the
С помощью газобустерной установки 10 на устье скважины 2 газируют технологическую жидкость до получения необходимого объема газированной жидкости и выводят на режим освоения газобустерную установку 10, получив на выходе газированную жидкость расчетной плотности.Using a
После чего производят закачку газированной жидкости от газобустерной установки 10 по нагнетательной линии 17 в ГТ 15, при этом циркуляционный клапан 7 закрыт, т.е. его боковые отверстия 18 разобщают трубное 8 и межтрубное 9 пространства.After that, carbonated liquid is pumped from the
Таким образом, закачкой газированной жидкости в ГТ 15 осуществляют снижение уровня жидкости в трубном 8 пространстве, при этом вытесняемая жидкость, находившаяся в трубном 8 пространстве, вытесняется в желобную систему 13 через устьевую арматуру 12. При снижении уровня жидкости до определенного уровня клапанный узел 5 (см. фиг.4), находящийся в рабочем положении, выполненный с возможностью притока флюида из пласта с НКТ 3, начинает перепускать через себя флюид.Thus, by injection of carbonated liquid into
В результате на пласт 1 создается депрессия, происходит вызов притока из пласта 1 с выносом продукции реакции кислоты с породой пласта 1, продукты реакции увлекаются по трубному пространству 8 колонны НКТ 3 в желобную систему 13, при этом визуально выход продуктов реакции наблюдается в желобной системе 1. Ззакачку газированной жидкости в ГТ 15 продолжают в течение 2-3 ч. После чего прекращают закачку газированной жидкости в ГТ 15. Далее извлекают ГТ 15 из трубного пространства 8 колонны НКТ, затем распакеровывают пакер 6 и извлекают его из скважины 2 вместе с колонной НКТ 3. Определяют приточно-добывные возможности пласта 1, оснащают скважину 2 эксплуатационным оборудованием и запускают в работу.As a result, depression is created on
Устройство для осуществления способа включает связанный с колонной НКТ 3 (см. фиг.1, 2, 3, 4) пакер 6, устьевую арматуру 12 с отводами, гидравлически связанными с трубным 8 и межтрубным 9 пространствами НКТ 3, установленный под пакером 6 цилиндр 4 с радиальными отверстиями 4', перекрытыми в транспортном положении, и клапанным узлом 5, выполненным в виде поршня 20, зафиксированным в цилиндре 4 срезными винтами 21 в верхнем положении, и расположенный выше пакера 6 циркуляционный клапан 7, выполненный в виде муфты с нижним торцевым упором 22 и боковыми отверстиями 18, выполненными с возможностью перекрытия полой втулкой 23, зафиксированной в верхнем положении срезными элементами 25.The device for implementing the method includes a
Устройство оснащено гибкой трубой 15, спускаемой в НКТ 3 и выполненной с возможностью взаимодействия после создания депрессии на пласт 1 с полой втулкой 23 для перемещения ее до торцевого упора 22 с перекрытием боковых отверстий 18, открытых в транспортном положении.The device is equipped with a
Радиальные отверстия 4' цилиндра 4 перекрыты в транспортном положении поршнем 20, зафиксированным в верхнем положении разрушаемыми элементами 24 и выполненным с возможностью открытия радиальных отверстий 4' при перемещении вниз, причем поршень 20 дополнительно оснащен клапаном 25, пропускающим снизу вверх.The radial holes 4 'of the
Предложенное устройство работает следующим образом.The proposed device operates as follows.
В скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) 3 (см. фиг.2, 3, 4) с пакером 6, производят посадку пакера 6 любой известной конструкции (например, механического действия ПРО-ЯМО осевой посадки производства научно-производственной фирмы «Пакер» г.Октябрьский, Республика Башкортостан, Российская Федерация) на 5-10 м выше кровли пласта 1, т.е. герметизируют межтрубное пространство 9 колонны НКТ 3 выше пакера 6, причем нижний конец колонны НКТ 3, где находится клапанный узел 5, должен размещаться на уровне подошвы пласта 1.A string of tubing (tubing) 3 (see FIGS. 2, 3, 4) with a
На устье скважины производят обвязку, как показано на фиг.1 газобустерной установки 10, например УНГ-8/15 (руководство по эксплуатации 5859-0000010 РЭ), предназначенной для приготовления газированной жидкости расчетной плотности с автоцистерной 11, заполненной технологической жидкостью.At the wellhead, a strapping is performed, as shown in Fig. 1 of a
Технологическую жидкость в виде 0,1% водного раствора ПАВ МЛ-81Б завозят на скважину 1 в автоцистернах 11 общим объемом в зависимости от времени и объема закачки газированной жидкости в скважину 1, например не менее 20 м3.Technological liquid in the form of a 0.1% aqueous solution of ML-81B surfactant is delivered to well 1 in
Устьевую арматуру 12 скважины 2 обвязывают с желобной системой 13, а также установкой "Колтюбинг" 14, предназначенной для спуска гибкой трубы (ГТ) 15 в колонну НКТ 3 (см. фиг.1 и 2).The
Далее (см. фиг.2) в трубное пространство 8 колонны НКТ 3 через центральное отверстие (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано) в устьевой арматуре 12 скважины 1 вводят ГТ 15 (см. фиг.2 и 4) до тех пор, пока нижний конец 16 ГТ 15 не достигнет взаимодействия с полой втулкой 23 циркуляционного клапана 7, после чего ГТ 15 приподнимают на 1-2 м.Next (see figure 2) in the
С помощью газобустерной установки 10 на устье скважины 2 газируют технологическую жидкость до получения необходимого объема газированной жидкости и выводят на режим освоения газобустерную установку 10, получив на выходе газированную жидкость расчетной плотности.Using a
После чего производят закачку газированной жидкости расчетной плотности от газобустерной установки 10 по нагнетательной линии 17 в ГТ 15, при этом циркуляционный клапан 7 открыт в транспортном положении, т.е. его боковые отверстия 18 сообщают трубное 8 и межтрубное 9 пространства.After that, a carbonated liquid of the calculated density is pumped from the
Таким образом, закачкой газированной жидкости в ГТ 15 осуществляют снижение уровня жидкости в трубном 8 и межтрубном 9 пространствах, при этом вытесняемая жидкость, находившаяся в трубном 8 и межтрубном 9 пространствах, вытесняется в желобную систему 13 через боковые отводы устьевой арматуруы 12 (см. фиг.1), при этом клапанный узел 5, выполненный в виде поршня 20 (см. фиг.2), исключает попадание как вытесняемой скважинной жидкости, так и вытесняющей газированной жидкости в пласт 1, так радиальные отверстия 4' цилиндра 4 перекрыты в транспортном положении поршнем 20.Thus, by injection of carbonated liquid into
Закачку газированной жидкости в ГТ 15 посредством газобустерной установки 10 продолжают, при этом вследствие замены скважинной жидкости газожидкостной смесью расчетной плотности происходит снижение уровня жидкости до определенного уровня и в определенный момент времени, когда давление в трубном 8 и межтрубном 9 пространствах становится ниже пластового давления (см. фиг.2), клапан 25 поршня 20 клапанного узла 5, находящегося в транспортном положении, начинает перепускать через себя флюид в трубное пространство 8 колонны НКТ 3. В результате на пласт 1 создается депрессия, происходит вызов притока из пласта 1 и загрязнения призабойной зоны увлекаются в основном по трубному пространству 8 колонны НКТ 3 и частично через боковые отверстия 18 циркуляционного клапана 17 по межтрубному пространству 9 в желобную систему 13, при этом визуально выход загрязнений наблюдается в желобной системе 13. Закачку газированной жидкости в ГТ 15 продолжают в течение 2-3 часов.The injection of carbonated liquid into
После чего прекращают закачку газированной жидкости в ГТ 15. Разгружают (на 20-30 кН) нижний конец 16 ГТ 15 на циркуляционный клапан 7, при этом разрушаются срезные элементы 25, полая втулка 23 перемещается вниз до взаимодействия с нижним торцевым упором 22, причем боковыми отверстиями 18 герметично перекрываются полой втулкой 23 и циркуляционный клапан 7, закрывается герметично разобщая трубное 8 и межтрубное 9 пространства колонны НКТ 3. Поршень 20 фиксируется неподвижно посредством пружинного кольца 26 показано на фиг.2 условно.Then stop the injection of carbonated liquid in the
После чего извлекают ГТ 15 из скважины 2. Далее производят кислотную обработку пласта 1 (см. фиг.3). В процессе кислотной обработки первоначально закачкой кислотного раствора в колонне НКТ 3 поднимают давление, например, до значения 6 МПа, при этом разрушаются срезные винты 24 клапанного узла 5, выполненного в виде поршня 20, и он занимает рабочее положение, при этом радиальные отверстия 4' цилиндра 4 открываются и пласт 1 сообщается с трубным пространством 8 колонны НКТ 3.Then remove the
Далее производят закачку по колонне НКТ 3 кислотного раствора (например, кислоту соляную ингибированную по ТУ 2122-205-00203312-2000, или глинокислоту - по ТУ 02-1453-78) с продавкой его в пласт 1 технологической жидкостью посредством кислотного агрегата (на фиг.1 не показано), после чего выдерживают технологическую паузу, например, в течении 12 часов для реакции кислоты с породой пласта 1.Next, an
Далее в колонну НКТ 3 (см. фиг.4) вновь спускают гибкую трубу 15 (как описано выше) до тех пор, пока нижний конец 16 ГТ 15 не достигнет взаимодействия с полой втулкой 23 циркуляционного клапана 7, после чего ГТ 15 приподнимают на 1 -2 метра.Next, the flexible pipe 15 (as described above) is again lowered into the tubing string 3 (see FIG. 4) until the
С помощью газобустерной установки 10 на устье скважины 2 газируют технологическую жидкость до получения необходимого объема газированной жидкости и выводят на режим освоения газобустерную установку 10, получив на выходе газированную жидкость расчетной плотности.Using a
После чего производят закачку газированной жидкости от газобустерной установки 10 по нагнетательной линии 17 в ГТ 15, при этом циркуляционный клапан 7 закрыт, т.е. его боковые отверстия 18 разобщают трубное 8 и межтрубное 9 пространства.After that, carbonated liquid is pumped from the
Таким образом, закачкой газированной жидкости в ГТ 15 осуществляют снижение уровня жидкости в трубном 8 пространстве, при этом вытесняемая жидкость, находившаяся в трубном 8 пространстве, вытесняется в желобную систему 13 через устьевую арматуру 12.Thus, by injection of carbonated liquid into
Закачку газированной жидкости в ГТ 15 посредством газобустерной установки 10 продолжают, при этом вследствие замены скважинной жидкости, находящейся в трубном пространстве 8 колонны НКТ 3, газожидкостной смесью расчетной плотности происходит снижение уровня жидкости до определенного уровня в трубном пространстве 8 колонны НКТ 3 (см. фиг.4) и в определенный момент времени, когда давление в трубном 8 пространстве становится ниже пластового давления (см. фиг.4), клапан 25 поршня 20, клапанного узла 5, находящегося в транспортном положении, начинает перепускать в трубное пространство 8 колонны НКТ 3, как через себя, так и через радиальные отверстия 4' цилиндра 4 продукты реакции породы пласта 1 с кислотой.The injection of carbonated liquid into
В результате на пласт 1 создается депрессия, происходит вызов притока из пласта 1 с выносом продукции реакции кислоты с породой пласта 1, продукты реакции увлекаются по трубному пространству 8 колонны НКТ 3 в желобную систему 13, при этом визуально выход продуктов реакции наблюдается в желобной системе 1. Закачку газированной жидкости в ГТ 15 продолжают в течение 2-3 часов. После чего прекращают закачку газированной жидкости в ГТ 15. Далее извлекают ГТ 15 из трубного пространства 8 колонны НКТ, затем распакеровывают пакер 6 и извлекают его из скважины 2 вместе с колонной НКТ 3. Определяют приточно-добывные возможности пласта 1, оснащают скважину 2 эксплуатационным оборудованием и запускают в работу.As a result, depression is created on
Предложенное устройство имеет простую конструкцию и простой технологический процесс осуществления способа путем вызова притока из пласта газированной жидкостью с возможностью эффективного освоения пластов с загрязненной призабойной зоной кислотной обработкой. Также предложенный способ позволяет снизить гидравлическое давление, возникающее в процессе замены жидкости в скважине за счет регулирования расчетной плотности, газожидкостной смеси, позволяющей регулировать величину депрессии на пласт в процессе освоения скважины и позволяет улучшить качество освоения путем исключения попадания скважинной жидкости из надпакерного пространства.The proposed device has a simple design and a simple process of implementing the method by causing inflow from the formation with carbonated liquid with the possibility of effective development of formations with acid treatment contaminated with the bottom hole zone. Also, the proposed method allows to reduce the hydraulic pressure arising in the process of replacing the fluid in the well by adjusting the design density, the gas-liquid mixture, which allows you to adjust the amount of depression on the formation during the well development and improves the quality of development by eliminating the ingress of well fluid from the overpacker space.
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011110436/03A RU2459944C1 (en) | 2011-03-18 | 2011-03-18 | Method for initiating inflow from formation and device for its implementation |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011110436/03A RU2459944C1 (en) | 2011-03-18 | 2011-03-18 | Method for initiating inflow from formation and device for its implementation |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2459944C1 true RU2459944C1 (en) | 2012-08-27 |
Family
ID=46937830
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2011110436/03A RU2459944C1 (en) | 2011-03-18 | 2011-03-18 | Method for initiating inflow from formation and device for its implementation |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2459944C1 (en) |
Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5372200A (en) * | 1992-12-14 | 1994-12-13 | Marathon Oil Company | Method and apparatus for sealing a wellbore or well casing screen |
RU2065948C1 (en) * | 1993-11-09 | 1996-08-27 | Николай Александрович Петров | Method and device for initiating inflow from stratum |
RU2161699C2 (en) * | 1998-01-06 | 2001-01-10 | Латыпов Тагир Тимерханович | Device for well completion and intensification of inflow of formation fluid |
RU2229019C2 (en) * | 2001-08-09 | 2004-05-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Кубаньгазпром" | Method for producing gas influx from horizontal portion of well shaft |
RU2235868C1 (en) * | 2003-06-05 | 2004-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Method for well completion |
RU44739U1 (en) * | 2004-11-01 | 2005-03-27 | Открытое акционерное общество "Сибнефть-Ноябрьскнефтегазгеофизика" | DEVICE FOR DEVELOPING A WELL |
RU2283732C1 (en) * | 2005-07-21 | 2006-09-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Южно-Уральский государственный университет" | Shears for cutting round blanks |
RU2299981C2 (en) * | 2005-06-09 | 2007-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for completion of multi-face branching horizontal wells |
-
2011
- 2011-03-18 RU RU2011110436/03A patent/RU2459944C1/en active
Patent Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5372200A (en) * | 1992-12-14 | 1994-12-13 | Marathon Oil Company | Method and apparatus for sealing a wellbore or well casing screen |
RU2065948C1 (en) * | 1993-11-09 | 1996-08-27 | Николай Александрович Петров | Method and device for initiating inflow from stratum |
RU2161699C2 (en) * | 1998-01-06 | 2001-01-10 | Латыпов Тагир Тимерханович | Device for well completion and intensification of inflow of formation fluid |
RU2229019C2 (en) * | 2001-08-09 | 2004-05-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Кубаньгазпром" | Method for producing gas influx from horizontal portion of well shaft |
RU2235868C1 (en) * | 2003-06-05 | 2004-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Method for well completion |
RU44739U1 (en) * | 2004-11-01 | 2005-03-27 | Открытое акционерное общество "Сибнефть-Ноябрьскнефтегазгеофизика" | DEVICE FOR DEVELOPING A WELL |
RU2299981C2 (en) * | 2005-06-09 | 2007-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for completion of multi-face branching horizontal wells |
RU2283732C1 (en) * | 2005-07-21 | 2006-09-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Южно-Уральский государственный университет" | Shears for cutting round blanks |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US10415343B2 (en) | Consumable downhole packer or plug | |
AU2008221282B2 (en) | Improved system and method for stimulating multiple production zones in a wellbore | |
RU2615196C2 (en) | Elements of wiping cementing plug and methods of treatment of medium surrounding well for the ihflow stimulation | |
US8925651B2 (en) | Hydraulic drilling method with penetration control | |
US8978765B2 (en) | System and method for operating multiple valves | |
CN103415674A (en) | System and method for servicing a wellbore | |
WO2005090742A1 (en) | Dissolvable downhole tools | |
NO325056B1 (en) | Zero-drilling completion and production system | |
WO2012118384A1 (en) | Method and apparatus for local supply of a treatment fluid to a well portion | |
WO2009143628A1 (en) | Cementing sub for annulus cementing | |
US10240432B2 (en) | Grout delivery | |
CN108999576B (en) | Separate injection sand prevention integrated pipe column and process | |
MX2014006489A (en) | Grout delivery. | |
RU2459944C1 (en) | Method for initiating inflow from formation and device for its implementation | |
US20230332485A1 (en) | Device and method of productive formation selective processing | |
EP0722037B1 (en) | Method for injecting fluid into a wellbore | |
RU2534291C1 (en) | Wet gas or gas condensate well recovery method and its drowning prevention during its further operation | |
US20120145382A1 (en) | System and Method for Operating Multiple Valves | |
RU200033U1 (en) | HYDRAULIC MONITORING NOZZLE | |
RU2065948C1 (en) | Method and device for initiating inflow from stratum | |
RU2739802C1 (en) | Method for sand plug effluent washing from well | |
RU2782227C1 (en) | Method for processing the bottomhole formation zone and the device for its implementation | |
RU35546U1 (en) | GENERAL SEALING DEVICE | |
RU2451172C1 (en) | Method of well development by creating depression on formation | |
RU2213033C2 (en) | Method of and device for construction of tanks in rock salt |