RU2506422C1 - Development method of bottom-hole zone - Google Patents
Development method of bottom-hole zone Download PDFInfo
- Publication number
- RU2506422C1 RU2506422C1 RU2012134941/03A RU2012134941A RU2506422C1 RU 2506422 C1 RU2506422 C1 RU 2506422C1 RU 2012134941/03 A RU2012134941/03 A RU 2012134941/03A RU 2012134941 A RU2012134941 A RU 2012134941A RU 2506422 C1 RU2506422 C1 RU 2506422C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- well
- packer
- pressure
- pipe string
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны скважины.The invention relates to the oil industry and may find application in the processing of the bottom-hole zone of a well.
Известен способ обработки пласта (патент RU №2135760, МПК E21B 43/25, опубл. в бюл. №24 от 27. 08.1999 г.), основанный на том, что предварительно фиксируют объем интервала обработки относительно забоя скважины, закачку реагента производят в пульсирующем режиме: закачка при давлении приема реагента интервалом перфорации - технологическая выдержка при атмосферном давлении, проводят повторение режима при понижении давления закачки реагента до достижения давления рабочей приемистости скважины, выполняют закачку оставшегося объема реагента при установившемся давлении, проводят технологическую выдержку и извлечение продуктов реакции и загрязняющих веществ свабированием до отбора жидкости в объеме, превышающем не менее чем в три раза объем закачанного реагента.A known method of processing a formation (patent RU No. 2135760, IPC E21B 43/25, published in Bulletin No. 24 dated 27. 08.1999), based on the fact that the volume of the processing interval relative to the bottom of the well is preliminarily fixed, the reagent is injected in a pulsating mode: injection at a pressure of receiving the reagent perforation interval - technological exposure at atmospheric pressure, the mode is repeated when the pressure of injection of the reagent is reduced until the pressure of the working injectivity of the well is reached, the remaining volume of the reagent is pumped when installed msya pressure exposure process is carried out and recovering the reaction products and contaminants by swabbing prior to selecting liquid in excess of not less than three times the volume of the injected reagent.
Недостатки данного способа:The disadvantages of this method:
- во-первых, повышение проницаемости призабойной зоны скважины имеет краткосрочный эффект и быстро снижается, так как реагент не имеет возможности проникнуть глубоко в поры пласта вследствие кольматации призабойной зоны;- firstly, increasing the permeability of the bottomhole zone of the well has a short-term effect and decreases rapidly, since the reagent is not able to penetrate deep into the pores of the reservoir due to the mudding of the bottomhole zone;
- во-вторых, низкая эффективность обработки пласта в сильнозакольматированной призабойной зоне скважины.- secondly, the low efficiency of the formation treatment in a highly accumulated bottomhole zone of the well.
Наиболее близким по технической сущности является способ обработки призабойной зоны скважины (патент RU №2312211, МПК E21B 43/27, опубл. в бюл. №34 от 10.12.2007 г.), включающий импульсную закачку раствора соляной кислоты, закачку раствора соляной кислоты в непрерывном режиме, технологическую выдержку для реагирования и извлечение продуктов реакции свабированием. Согласно изобретению предварительно выполняют промывку скважины нефтью, обновление перфорации продуктивного пласта из расчета не менее 5 отв./п.м, закачку раствора соляной кислоты в скважину в объеме 1,5-2,0 м3 и технологическую выдержку в режиме ванны в течение 1,5-3,5 ч, затем выполняют 4-6-кратную импульсную закачку в пласт первой порции раствора соляной кислоты в объеме 1,5-3,5 м в режиме цикла: 0,8-1,2 мин закачка при давлении 1-4 МПа, выдержка 4-6 мин для реагирования, завершают закачку объема кислоты в постоянном режиме, производят 4-6-кратную импульсную закачку в пласт второй порции раствора соляной кислоты в объеме 2,5-3,5 м в режиме цикла: 0,8-1,2 мин закачка при давлении 1-4 МПа, выдержка 4-6 мин для реагирования, завершают закачку объема кислоты в постоянном режиме, выполняют технологическую выдержку 2,5-3,5 ч для реагирования, проводят закачку в пласт третьей порции раствора соляной кислоты из расчета 0,4-0,5 м3/п.м в непрерывном режиме при давлении 1-4 МПа, выполняют технологическую выдержку для реагирования 2,5-3,5 ч, проводят 4-6-кратную импульсную закачку в пласт четвертой порции раствора соляной кислоты из расчета 0,8-1,0 м3/п.м продуктивного пласта в режиме цикла: 4-6 мин закачка при давлении 1-4 МПа, выдержка 4-6 мин для реагирования, завершают закачку в непрерывном режиме, выполняют технологическую выдержку для реагирования 2,5-3,5 ч, проводят импульсную 4-6-кратную импульсную продавку нефтью в режиме цикла: 0,8-1,2 мин закачка, выдержка 4-6 мин, после чего проводят извлечение продуктов реакции свабированием. Недостатками данного способа являются:The closest in technical essence is the method of processing the bottom-hole zone of the well (patent RU No. 2312211, IPC E21B 43/27, published in Bulletin No. 34 of December 10, 2007), including pulsed injection of a solution of hydrochloric acid, injection of a solution of hydrochloric acid into continuous operation, technological shutter speed for reaction and extraction of reaction products by swabbing. According to the invention, pre-washing the well with oil, updating the perforation of the reservoir at the rate of at least 5 holes / m, pumping a solution of hydrochloric acid into the well in a volume of 1.5-2.0 m 3 and technological exposure in the bath mode for 1 , 5-3.5 h, then 4-6-fold pulsed injection into the reservoir of the first portion of hydrochloric acid in a volume of 1.5-3.5 m in a cycle mode is performed: 0.8-1.2 min injection at a pressure of 1 -4 MPa, holding for 4-6 minutes for reaction, complete the injection of acid volume in a constant mode, produce a 4-6-fold pulse the second injection of a solution of hydrochloric acid into the reservoir in a volume of 2.5-3.5 m in a cycle mode: 0.8-1.2 min injection at a pressure of 1-4 MPa, holding for 4-6 minutes for reaction, complete the volume injection acids in a constant mode, carry out a technological exposure of 2.5-3.5 hours for reaction, inject a third portion of a solution of hydrochloric acid into the formation at a rate of 0.4-0.5 m 3 / pm in continuous mode at a pressure of 1- 4 MPa, carry out technological exposure for the response of 2.5-3.5 hours, conduct 4-6-fold pulsed injection into the reservoir of a fourth portion of the hydrochloric solution slots based 0.8-1.0 m 3 /p.m producing formation in cycle time: 6.4 min injection at a pressure of 1-4 MPa, 4-6 min to extract response download completed continuously perform the process the reaction time is 2.5-3.5 hours, a pulsed 4-6-fold pulsed oil is pumped in the cycle mode: 0.8-1.2 minutes injection, exposure 4-6 minutes, after which the reaction products are extracted by swabbing. The disadvantages of this method are:
- во-первых, сложный технологический процесс, продолжительный по времени и трудозатратный, связанный с закачкой кислоты несколькими порциями, кроме того, этот процесс требует строгого соблюдения времени закачки и остановки при определенном давлении закачки;- firstly, a complex technological process, time-consuming and labor-intensive, associated with the injection of acid in several portions, in addition, this process requires strict observance of the injection and stopping times at a certain injection pressure;
- во-вторых, дополнительные затраты на промывку скважины нефтью, которая не позволяет качественно очистить призабойную зону пласта скважины, и на обновление перфорации продуктивного пласта из расчета не менее 5 отв./п.м значительно повышают стоимость осуществления способа;- secondly, the additional costs of flushing the well with oil, which does not allow to qualitatively clean the bottom-hole zone of the wellbore, and for updating the perforation of the productive formation at the rate of at least 5 holes / pm significantly increase the cost of implementing the method;
- в-третьих, низкая эффективность обработки пласта, заключающаяся в 4-6-кратной импульсной закачке в пласт определенного объема раствора соляной кислоты циклами: 0,8-1,2 мин закачка при давлении 1-4 МПа, выдержка 4-6 мин для реагирования, при этом длинные по времени циклы закачки в импульсном режиме с последующей еще более длительной выдержкой не позволяют проникнуть раствору соляной кислоты глубоко в пласт;- thirdly, the low efficiency of the formation treatment, which consists in 4-6-fold pulsed injection of a certain volume of hydrochloric acid into the formation in cycles: 0.8-1.2 min injection at a pressure of 1-4 MPa, holding 4-6 min for response, while long-time injection cycles in a pulsed mode with subsequent even longer exposure do not allow the hydrochloric acid solution to penetrate deep into the reservoir;
- в-четвертых, продукты реакции кислоты удаляются свабированием, что требует привлечения свабного подъемника с бригадой операторов, а это дополнительные затраты на осуществление способа.- fourthly, the reaction products of the acid are removed by swabbing, which requires the involvement of a swab lift with a team of operators, and this is an additional cost for the implementation of the method.
Техническими задачами предложения являются повышение эффективности обработки пласта за счет повышения проницаемости пласта перед его обработкой, а также упрощение технологического процесса осуществления способа, снижение стоимости и продолжительности обработки пласта.The technical objectives of the proposal are to increase the efficiency of formation treatment by increasing the permeability of the formation before processing, as well as simplifying the process of implementing the method, reducing the cost and duration of processing the formation.
Поставленные задачи решаются способом обработки призабойной зоны скважины, включающим спуск колонны труб с пакером в интервал перфорации пласта, промывку скважины, оснащенной центральной и затрубной задвижками, посадку пакера выше пласта и обработку скважины закачкой раствором кислоты по колонне труб в импульсном режиме, технологическую выдержку для реагирования и извлечение продуктов реакции.The tasks are solved by the method of processing the bottom-hole zone of the well, including the descent of the pipe string with the packer into the interval of perforation of the formation, washing the well equipped with central and annular valves, planting the packer above the formation and treating the well by pumping acid solution through the pipe string in a pulsed mode, technological shutter speed for response and the recovery of reaction products.
Новым является то, что перед обработкой призабойной зоны скважины задают оптимальную приемистость пласта, затем колонну труб на устье скважины ниже пакера оснащают импульсным пульсатором жидкости, при этом между пакером и пульсатором жидкости устанавливают клапан, спускают колонну труб в скважину так, чтобы пакер размещался выше пласта, после чего при открытых центральной и затрубной задвижках промывают скважину технологической жидкостью в импульсном режиме прямой круговой циркуляцией в течение 10-20 мин, закрывают затрубную задвижку и производят закачку в пласт технологической жидкости под давлением, не превышающим допустимое давление на эксплуатационную колонну, в течение 5-10 мин, открывают затрубную задвижку и производят излив технологической жидкости из скважины, промывку и излив технологической жидкости повторяют 3-5 раз, затем в колонну труб закачивают углеводородный растворитель, сажают пакер, и в импульсном режиме продавливают в пласт углеводородный растворитель технологической жидкостью под давлением, не превышающим допустимое давление на пласт и оставляют скважину на технологическую выдержку, по окончании технологической выдержки приводят в действие клапан и отсекают импульсный пульсатор жидкости, затем срывают пакер, доспускают колонну труб так, чтобы радиальные отверстия клапана находились напротив пласта, далее промывают скважину технологической жидкостью при открытых центральной и затрубной задвижках прямой круговой циркуляцией в течение 2 ч, при этом периодически прикрывают затрубную задвижку до роста забойного давления на 3-5 МПа от начального давления с последующим открыванием затрубной задвижки до появления прозрачной жидкости, но при этом не превышают допустимое давление на эксплуатационную колонну, затем в колонну труб последовательно закачивают соляно-кислотный раствор и подогретый до температуры 40-50°C глинокислотный раствор, сажают пакер продавливают в пласт солянокислотный и глинокислотный растворы технологической жидкостью под давлением, не превышающим допустимое давление на пласт, срывают пакер, оставляют скважину на технологическую выдержку и обратной круговой циркуляцией вымывают продукты реакции до появления прозрачной жидкости, после этого определяют действительную приемистость пласта.It is new that before processing the bottom-hole zone of the well, the optimal formation response is set, then the pipe string at the wellhead below the packer is equipped with a pulsed fluid pulsator, while a valve is installed between the packer and the fluid pulser, the pipe string is lowered into the well so that the packer is placed above the reservoir then, when the central and annular valves are open, the well is washed with the process fluid in a pulsed mode by direct circular circulation for 10-20 minutes, the annular valve is closed and the process fluid is injected into the reservoir under pressure not exceeding the permissible pressure on the production string for 5-10 minutes, the annular valve is opened and the process fluid is poured out of the well, the technological fluid is flushed and spilled, 3-5 times, then into the pipe string a hydrocarbon solvent is injected, a packer is planted, and the hydrocarbon solvent is forced into the formation in a pulsed mode with a process fluid under a pressure not exceeding the allowable pressure on the formation and left the well for technological shutter speed, at the end of the technological shutter speed, the valve is actuated and the pulsating fluid pulsator is cut off, then the packer is torn off, the pipe string is pulled so that the radial holes of the valve are opposite the formation, then the well is flushed with technological fluid when the central and annular valves open with direct circular circulation for 2 hours, while the annular valve is periodically covered until the bottomhole pressure increases by 3-5 MPa from the initial pressure, followed by opening annular valve until a clear liquid appears, but at the same time do not exceed the permissible pressure on the production string, then a hydrochloric acid solution and a clay acid solution heated to a temperature of 40-50 ° C are successively pumped into the pipe string, a packer is planted, hydrochloric acid and clay acid solutions are pumped into the formation with a liquid under pressure not exceeding the permissible pressure on the formation, the packer is torn off, the well is left for technological shutter speed, and the products are re-circulated by reverse circular circulation tion until a clear liquid, then determining the actual acceleration of the formation.
На фиг.1-3 последовательно изображен процесс реализации предлагаемого способа.Figure 1-3 successively depicts the process of implementing the proposed method.
Предлагаемый способ обработки пласта реализуют следующим образом.The proposed method of processing the formation is implemented as follows.
Перед обработкой пласта задают оптимальную приемистость пласта, которую определяет геологическая служба нефтегазодобывающего предприятия опытным путем на основании динамики изменения приемистости конкретной скважины в процессе ее эксплуатации. Например, оптимальная приемистость, заданная геологической службой нефтегазодобывающего предприятия опытным путем, составляет 100 м3/сут при давлении приемистости Р=10,0 МПа.Before the treatment of the formation, the optimal injection rate of the formation is determined, which is determined by the geological service of the oil and gas producing enterprise empirically based on the dynamics of the injectivity of a particular well during its operation. For example, the optimal injection rate set by the geological service of an oil and gas producing enterprise by experience is 100 m 3 / day at an injection pressure of P = 10.0 MPa.
Колонну труб 1 (см. фиг.1), например колонну 73 мм насосно-компрессорных труб (НКТ), на устье скважины 2 ниже пакера 3 оснащают импульсным пульсатором жидкости 4 (любой известной конструкции), при этом между пакером 3 и импульсным пульсатором жидкости 4 устанавливают клапан 5.A pipe string 1 (see FIG. 1), for example a 73 mm tubing string, at the
В качестве пакера 3 применяют пакер любой известной конструкции, предназначенный для проведения кислотных обработок в скважине, например, выпускаемый научно-производственной фирмой «Пакер» (г.Октябрьский, Республика Башкортостан) пакер с механической осевой установкой соответствующего типоразмера марки ПРО-ЯМ02-ЯГ1(М).As a
В качестве импульсного пульсатора жидкости 4 может быть применено устройство для импульсной закачки жидкости в пласт, описанное в патенте на изобретение RU №2400615, МПК E21B 28/00; опубл. в бюл. №27 от 27.09.2010 г. или патенте на изобретение RU №2241825, МПК E21B 43/18, опубл. в бюл. №34 от 10.12.2004 г.As a
В качестве клапана 5 используют разобщитель, широко внедряемый на скважинах ОАО «Татнефть», описанный в патентах RU №2234589, МПК E21B 33/12, опубл. в бюл. №23 от 20.08.2004 г. или RU №2282710, МПК E21B 33/12, опубл. в бюл. №24 от 27.08.2006 г.As
Вследствие применения импульсного пульсатора жидкости упрощается технологический процесс и сокращается длительность осуществления способа, а за счет применения клапана сокращается количество спуско-подъемных операций, что приводит к снижению стоимости и продолжительности обработки призабойной зоны скважины.Due to the use of a pulsed fluid pulsator, the process is simplified and the duration of the method is reduced, and due to the use of the valve, the number of tripping operations is reduced, which reduces the cost and processing time of the bottomhole zone of the well.
Спускают колонну труб 1 в скважину так, чтобы пакер 3 размещался выше пласта 6, а нижний конец импульсного пульсатора жидкости 4 находился напротив интервалов перфорации 6' пласта 6 и с помощью насосного агрегата 7, например, марки ЦА-320 через емкость 8 при открытых затрубной 9 и центральной 10 задвижках в течение 10-20 мин, например 10 мин промывают скважину прямой круговой циркуляцией технологической жидкости. В качестве технологической жидкости применяют пресную воду плотностью 1000 кг/м3 с добавлением 0,1-0,2% поверхностно-активного вещества (ПАВ) типа МЛ-81Б.The
Затем закрывают затрубную задвижку 9 и при открытой центральной задвижке 10 производят закачку в пласт 6 технологической жидкости по колонне труб 1 под давлением, не превышающим допустимое давление на эксплуатационную колонну, в течение 5-10 мин. Например, допустимое давление на эксплуатационную колонну составляет 12 МПа, тогда закачку в пласт 6 технологической жидкости по колонне труб 1 производят под давлением 11 МПа в течение 5 мин. Открывают затрубную задвижку 9 и производят излив жидкости из скважины.Then, the
Повторяют промывку и излив технологической жидкости 3-5 раз в зависимости от изменения цвета жидкости на устье скважины во время излива, что определяется визуально до прозрачной жидкости при поступлении ее в емкость. Например, повторили излив 3 раза.The washing and spouting of the process fluid is repeated 3-5 times depending on the color change of the fluid at the wellhead during the spout, which is determined visually to a transparent fluid when it enters the tank. For example, repeated
Далее с помощью насосного агрегата 7 при открытой центральной задвижке 10 закачивают в колонну труб 1 углеводородный растворитель, например, марки Нефрас А-130/150 в объеме 3 м3, затем сажают пакер 3 (см. фиг.2) и продавливают в импульсном режиме углеводородный растворитель в пласт 6 технологической жидкостью под давлением, не превышающим допустимое давление на пласт 6. Например, допустимое давление на пласт составляет 15 МПа, тогда продавку углеводородного растворителя осуществляют под давлением 14,0 МПа.Next, using a
Осуществляют технологическую выдержку на реакцию углеводородного растворителя с породой пласта 6, например, в течение 3 ч.Carry out technological exposure to the reaction of a hydrocarbon solvent with the
После ожидания технологической выдержки приводят в действие клапан 5 (см. фиг.3), например, сбросом металлического шарика 11 в колонну труб 1, созданием гидравлического давления, например, до 8 МПа с перемещением втулки 12 клапана 5 вниз и открытием радиальных отверстий 13 и отсекают импульсный пульсатор жидкости 4. Затем срывают пакер 3, доспускают колонну труб 1 так, чтобы радиальные отверстия 13 клапана 4 находились напротив пласта 6.After waiting for the technological exposure, the
Далее промывают скважину 2 технологической жидкостью при открытых центральной 10 и затрубной 9 задвижках прямой круговой циркуляцией в течение 2 ч, при этом периодически прикрывают затрубную задвижку 9 до роста забойного давления на 3-5 МПа от начального давления с последующим открыванием затрубной задвижки 9 до появления прозрачной жидкости на устье скважины 2.Next, the
Например, при начальном давлении циркуляции 6,0 МПа повышают затрубное давление до 9,0-11,0 МПа, но не превышают допустимое давление на эксплуатационную колонну, которое, например, составляет 12,0 МПа.For example, with an initial circulation pressure of 6.0 MPa, the annular pressure is increased to 9.0-11.0 MPa, but does not exceed the permissible pressure on the production string, which, for example, is 12.0 MPa.
Далее в колонну труб 1 (см. фиг.4) последовательно закачивают солянокислотный раствор (10-15%-й раствор НС1), например в объеме 1 м3, подогретый до температуры 40-50°C глинокислотный раствор, например, в объеме 1,5 м3, представленный смесями соляной и плавиковой кислот, например смесь 10-15%-й раствор HCl+3-5%-й раствор NH4FHF. Сажают пакер 3 и продавливают солянокислотный и глинокислотный растворы в пласт 6 технологической жидкостью под давлением, не превышающим допустимое давления на пласт 6. Солянокислотный раствор (10-15%-й раствор HCl) состоит из 10-15% соляной кислоты и 90-85% воды, например пресной воды плотностью 1000 кг/м3.Next, in a pipe string 1 (see Fig. 4), a hydrochloric acid solution (10-15% HC1 solution) is sequentially pumped, for example in a volume of 1 m 3 , a clay acid solution heated to a temperature of 40-50 ° C, for example, in a volume of 1 , 5 m 3 , represented by mixtures of hydrochloric and hydrofluoric acids, for example, a mixture of 10-15% HCl solution + 3-5% NH4FHF solution.
Например, допустимое давление на пласт составляет 15 МПа, тогда продавку кислотного и глинокислотного растворов осуществляют под давлением<15,0 МПа, например 13 МПа.For example, the permissible pressure on the formation is 15 MPa, then the sale of acid and clay acid solutions is carried out under a pressure of <15.0 MPa, for example 13 MPa.
Применяют:Apply:
- кислоту соляную синтетическую техническую (HCl) по ГОСТ 857-95;- technical hydrochloric acid (HCl) according to GOST 857-95;
- аммоний фтористый кислый (NHjF-HF), плавиковую кислоту ГОСТ 9546-75.- acid ammonium fluoride (NHjF-HF), hydrofluoric acid GOST 9546-75.
В качестве углеводородного растворителя применяют, например, Нефрас A-130/150 (ГОСТ 10214-78). Также в качестве углеводородного растворителя могут быть применены Нефрас-C 150/200 по ТУ 38.40125-82 или Нефрас-Ар 120/200 по ТУ 38.101809-80.As a hydrocarbon solvent used, for example, Nefras A-130/150 (GOST 10214-78). Nefras-C 150/200 according to TU 38.40125-82 or Nefras-Ar 120/200 according to TU 38.101809-80 can also be used as a hydrocarbon solvent.
Срывают пакер 3 (см. фиг.5), оставляют скважину на технологическую выдержку и обратной круговой циркуляцией вымывают продукты реакции до появления прозрачной жидкости, например, в течение 2 ч.The
После чего закрывают центральную задвижку 10 и производят закачку в пласт 6 технологической жидкости через затрубье и определяют действительную приемистость пласта, которая составляет, например, 110 м3/сут при Р=10,0 МПа, что выше оптимальной приемистости, которая составляет 100 м3/сут при Р=10,0 МПа, что свидетельствует об эффективной обработке пласта.After that, the
Пример практического применения №1 (см. фиг.1-5) на скважине №30318 НГДУ «Джалильнефть».An example of practical application No. 1 (see FIGS. 1-5) at well No. 30318 of NGDU Jalilneft.
Заданная геологической службой нефтегазодобывающего предприятия опытным путем оптимальная приемистость пласта составляет 90 м3/сут при давлении приемистости пласта Р=11,0 МПа. Допустимое давление на эксплуатационную колонну Рэк=12,0 МПа. Допустимое давление на пласт составляет Рп=14,0 МПа.The optimal reservoir injection rate set by the geological service of the oil and gas producing enterprise experimentally is 90 m 3 / day at a reservoir injection pressure of P = 11.0 MPa. Allowable pressure on the production casing R ec = 12.0 MPa. Allowable pressure on the reservoir is R p = 14.0 MPa.
1. Собрали компоновку (сверху-вниз), состоящую из колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) 73 мм, пакера, клапана, импульсного пульсатора жидкости и спустили в скважину так, чтобы нижний конец колонны НКТ находился напротив обрабатываемого пласта, а пакер размещался выше пласта.1. Assembled the assembly (top-down) consisting of a 73 mm tubing string, a packer, a valve, a pulsed fluid pulser and lowered it into the well so that the lower end of the tubing string was opposite the treated formation and the packer was placed higher layer.
2. При открытых центральной и затрубной задвижках произвели промывку скважины закачкой пресной воды плотностью 1000 кг/м3 с добавлением 0,1-0,2% поверхностно-активного вещества (ПАВ) типа МЛ-81Б (далее технологической жидкости) прямой круговой циркуляцией через колонну НКТ-пакер-импульсный пульсатор жидкости-клапан-затрубье-емкость-насосный агрегат-колонна труб при давлении Р=9-12 МПа (расход 5-6 л/сек) в течение 15 мин.2. With open central and annular valves, the wells were flushed by fresh water injection with a density of 1000 kg / m 3 with the addition of 0.1-0.2% of a surface-active substance (surfactant) of the ML-81B type (hereinafter referred to as process fluid) by direct circular circulation through tubing string-packer-pulsed fluid pulsator-valve-annulus-capacity-pumping unit-pipe string at a pressure of P = 9-12 MPa (flow rate 5-6 l / s) for 15 minutes
3. Затем закрыли затрубную задвижку, произвели закачку в пласт пресной воды плотностью 1000 кг/м3 с добавлением 0,1-0,2% ПАВ типа МЛ-81Б при давлении 10 МПа в течение 7 мин. Открыли затрубную задвижку и излили жидкость в емкость. Повторили операции по п.2 и п.3 четыре раза, так как в процессе четвертого излива визуально наблюдали прозрачную жидкость при ее поступлении в емкость.3. Then the annular valve was closed, fresh water was injected into the reservoir with a density of 1000 kg / m 3 with the addition of 0.1-0.2% surfactants of the ML-81B type at a pressure of 10 MPa for 7 minutes. They opened the annular valve and poured liquid into the tank. The operations according to
4. При открытой центральной задвижке закачали в колонну НКТ углеводородный растворитель марки Нефрас А-130/150 в объеме 2,5 м, посадили пакер и продавили углеводородный растворитель в пласт технологической жидкостью под давлением 13,0 МПа.4. With an open central valve, a Nefras A-130/150 hydrocarbon solvent was pumped into the tubing string in a volume of 2.5 m, a packer was placed and the hydrocarbon solvent was pushed into the formation with a process fluid under a pressure of 13.0 MPa.
5. Оставили скважину на технологическую выдержку, т.е. на реакцию углеводородного растворителя с породой пласта, например, в течение 4 ч, затем сорвали пакер.5. Left the well for technological exposure, ie to the reaction of the hydrocarbon solvent with the formation rock, for example, for 4 hours, then the packer was broken.
6. После окончания технологической выдержки с породой пласта привели в действие клапан, который отсек импульсный пульсатор жидкости. Доспустили колонну труб так, чтобы радиальные отверстия клапана находились напротив обрабатываемого пласта.6. After the completion of technological exposure with the formation rock, a valve was actuated, which compartment pulsed fluid pulsator. They let the pipe string so that the radial openings of the valve were opposite the treated formation.
7. Произвели промывку скважины закачкой пресной воды плотностью 1000 кг/м3 с добавлением 0,1-0,2% поверхностно-активного вещества (ПАВ) типа МЛ-81Б (далее технологической жидкости) по круговой циркуляции через колонну НКТ-пакер-импульсный пульсатор жидкости-клапан-затрубье-емкость-насосный агрегат -колонна труб при давлении Рн=7 МПа (расход 5-6 л/с) в течение 2 ч. При этом периодически прикрывали затрубную задвижку до роста забойного давления на 4 МПа от начального давления (Рн), т.е. до 11,0 МПа с последующим открыванием затрубной задвижки, но не превышали допустимое давление на эксплуатационную колонну, равное 12,0 МПа, при этом появилась прозрачная жидкость, как при первоначальной закачке.7. The well was washed by fresh water injection with a density of 1000 kg / m 3 with the addition of 0.1-0.2% of a surfactant type ML-81B (hereinafter referred to as process fluid) through circular circulation through a tubing-pulse packer fluid pulsator-valve-annulus-capacity-pumping unit -column of pipes at a pressure of P n = 7 MPa (flow rate 5-6 l / s) for 2 hours. At the same time, the annular valve was periodically closed until the bottomhole pressure increased by 4 MPa from the initial pressure (P n ), i.e. up to 11.0 MPa with the subsequent opening of the annular valve, but did not exceed the permissible pressure on the production string, equal to 12.0 MPa, while a clear liquid appeared, as during the initial injection.
8. Закачали последовательно в колонну труб 1 солянокислотный раствор (10-15%-й раствор HCl) в объеме 1,5 м3 и подогретый до температуры 48°C глинокислотный раствор в объеме 2,5 м3, представленный смесями соляной и плавиковой кислот, например смесь 10-15%-й раствор HCl+3-5%-й раствор NH4F·HF. Посадили пакер и продавили солянокислотный и глинокислотный растворы в пласт технологической жидкостью под давлением, не превышающим допустимое давления на пласт (Рп=14 МПа), т.е. под давлением 13,0 МПа.8. Successively pumped into the
9. Сорвали пакер 3 и оставили скважину на технологическую выдержку, после чего переобвязали устье скважины 2 и обратной круговой циркуляцией вымыли продукты реакции до появления прозрачной жидкости, например, в течение 3 ч.9. The
10. После чего закрыли центральную задвижку 10 и произвели закачку в пласт 6 технологической жидкости через затрубье и определили действительную приемистость пласта после обработки призабойной зоны скважины, которая составила, например, 110 м3/сут при Р=11,0 МПа, что выше оптимальной приемистости, которая составила 90 м3/сут при Р=11,0 МПа, что свидетельствует об эффективной обработке призабойной зоны скважины.10. After that, the
Предлагаемый способ обработки призабойной зоны скважины позволяет повысить эффективность обработки призабойной зоны пласта за счет повышения проницаемости призабойной зоны пласта путем предварительной обработки призабойной зоны скважины растворителем в пульсирующем режиме с короткими по времени импульсами, а также последующей обработкой призабойной зоны скважины солянокислотным раствором и подогретым до 40-50°C глинокислотным раствором, вымыванием продуктов их реакции с породой пласта без свабирования.The proposed method for treating the bottom-hole zone of the well improves the efficiency of processing the bottom-hole zone of the formation by increasing the permeability of the bottom-hole zone of the formation by pretreating the bottom-hole zone of the well with a solvent in a pulsating mode with short pulses, as well as the subsequent treatment of the bottom-hole zone of the well with a saline-acid solution and heated to 40- 50 ° C with a clay acid solution, washing out the products of their reaction with the formation rock without swabbing.
Также упрощается технологический процесс осуществления способа и снижаются стоимость и продолжительность обработки пласта.The process of implementing the method is also simplified and the cost and duration of the formation treatment are reduced.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012134941/03A RU2506422C1 (en) | 2012-08-15 | 2012-08-15 | Development method of bottom-hole zone |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012134941/03A RU2506422C1 (en) | 2012-08-15 | 2012-08-15 | Development method of bottom-hole zone |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2506422C1 true RU2506422C1 (en) | 2014-02-10 |
Family
ID=50032273
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2012134941/03A RU2506422C1 (en) | 2012-08-15 | 2012-08-15 | Development method of bottom-hole zone |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2506422C1 (en) |
Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4807703A (en) * | 1987-08-19 | 1989-02-28 | Mobil Oil Corporation | Fracture acidizing sandstone formations |
RU2077668C1 (en) * | 1993-07-20 | 1997-04-20 | Николай Александрович Петров | Method for treating borehole with an acid |
RU2084621C1 (en) * | 1995-09-08 | 1997-07-20 | Акционерное общество открытого типа "Удмуртнефть" | Method for treating bottom-hole zone of injection well |
RU2135760C1 (en) * | 1998-12-28 | 1999-08-27 | Смирнов Сергей Растиславович | Process of treatment of oil pool |
RU2139425C1 (en) * | 1998-12-28 | 1999-10-10 | Открытое акционерное общество "Нефтяная Компания Черногорнефтеотдача" | Method for treating bottom-hole zone of low-productive reservoirs in bed |
RU2234589C1 (en) * | 2003-04-11 | 2004-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Device for treating beds in well |
RU2312211C1 (en) * | 2006-11-24 | 2007-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for well bottom zone treatment |
RU2400615C1 (en) * | 2009-07-24 | 2010-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Device for pulse pumping of liquid to formation |
-
2012
- 2012-08-15 RU RU2012134941/03A patent/RU2506422C1/en active
Patent Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4807703A (en) * | 1987-08-19 | 1989-02-28 | Mobil Oil Corporation | Fracture acidizing sandstone formations |
RU2077668C1 (en) * | 1993-07-20 | 1997-04-20 | Николай Александрович Петров | Method for treating borehole with an acid |
RU2084621C1 (en) * | 1995-09-08 | 1997-07-20 | Акционерное общество открытого типа "Удмуртнефть" | Method for treating bottom-hole zone of injection well |
RU2135760C1 (en) * | 1998-12-28 | 1999-08-27 | Смирнов Сергей Растиславович | Process of treatment of oil pool |
RU2139425C1 (en) * | 1998-12-28 | 1999-10-10 | Открытое акционерное общество "Нефтяная Компания Черногорнефтеотдача" | Method for treating bottom-hole zone of low-productive reservoirs in bed |
RU2234589C1 (en) * | 2003-04-11 | 2004-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Device for treating beds in well |
RU2312211C1 (en) * | 2006-11-24 | 2007-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for well bottom zone treatment |
RU2400615C1 (en) * | 2009-07-24 | 2010-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Device for pulse pumping of liquid to formation |
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
ЛОГИНОВ Б.Г. и др. Руководство по кислотным обработкам скважин. - М.: Недра, 1966, с.13-19, 41-97, 112-163. * |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2512216C1 (en) | Treatment method of bottomhole zone | |
RU2490442C1 (en) | Method for well completion | |
RU2312211C1 (en) | Method for well bottom zone treatment | |
RU2520221C1 (en) | Treatment method of bottomhole zone | |
RU2312210C1 (en) | Acid treatment method for bottomhole zone of formation having carbonate reservoir | |
RU2652412C1 (en) | Method of acidizing bottomhole formation zone with carbonate reservoir | |
RU2630938C1 (en) | Method for cleaning and treating bottomhole zone of horizontal well in bitumen deposit | |
RU2451160C1 (en) | Method of acid treatment of bottom-hole formation zone with carbonate reservoir | |
RU2506421C1 (en) | Development method of bottom-hole zone | |
RU2703093C2 (en) | Treatment method of borehole zone of low-permeable bed and device for its implementation | |
RU2614832C2 (en) | Procedure for development of oil producing well and device for its implementation | |
RU2506422C1 (en) | Development method of bottom-hole zone | |
RU2740505C1 (en) | Acid treatment method of open horizontal shaft of wells | |
RU2398960C1 (en) | Procedure for treatment of bottomhole zone of well | |
RU2506420C1 (en) | Method of formation treatment | |
RU2534284C1 (en) | Method of oil formation treatment | |
RU2534262C1 (en) | Interval treatment method of bottom-hole zone of oil-gas well formations | |
RU2499134C2 (en) | Method of development of oil pool located above gas pool and separated therefrom by impermeable parting | |
RU2601960C1 (en) | Well bottomhole zone treatment method | |
RU2520989C1 (en) | Bottomhole zone treatment method for horizontal well | |
RU2570159C1 (en) | Procedure for treatment of payable carbonate bed | |
RU2537430C1 (en) | Method of cleaning of near wellbore region of injection wells | |
RU2527434C1 (en) | Bottomhole zone treatment method for horizontal well | |
RU2512222C1 (en) | Method for bottomhole zone treatment | |
RU2511167C1 (en) | Treatment method for bottomhole zone of well equipped with bottom-hole oil pump |