RU2527434C1 - Bottomhole zone treatment method for horizontal well - Google Patents

Bottomhole zone treatment method for horizontal well Download PDF

Info

Publication number
RU2527434C1
RU2527434C1 RU2013122522/03A RU2013122522A RU2527434C1 RU 2527434 C1 RU2527434 C1 RU 2527434C1 RU 2013122522/03 A RU2013122522/03 A RU 2013122522/03A RU 2013122522 A RU2013122522 A RU 2013122522A RU 2527434 C1 RU2527434 C1 RU 2527434C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
pipe string
horizontal well
acid solution
pulsator
wellhead
Prior art date
Application number
RU2013122522/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Илфат Нагимович Файзуллин
Альфис Мансурович Хуррямов
Рашит Газнавиевич Рамазанов
Рим Салихович Губаев
Фарид Баширович Сулейманов
Original Assignee
Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина filed Critical Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority to RU2013122522/03A priority Critical patent/RU2527434C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2527434C1 publication Critical patent/RU2527434C1/en

Links

Images

Landscapes

  • Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
  • Extraction Or Liquid Replacement (AREA)
  • Cleaning In General (AREA)

Abstract

FIELD: oil and gas industry.SUBSTANCE: at the wellhead a flush-joint pipe of coil tubing, which is used as a lower end of the pipe string, is equipped at first with a valve consisting of a saddle and case with openings covered hermetically by the saddle fixed by a shear pin in regard to the case and then with a liquid pulsator with a nozzle at the end. The pipe string is run in till the nozzle of the liquid pulsator rests at the bottomhole of a horizontal well, the pipe string is filled with acid solution and acid solution is injected in pulsed mode under pressure of 18 MPa at most with simultaneous movement of the pipe string from the bottomhole to the wellhead with the rate of 50 m per minute to the length of horizontal well screen. When the design distance is reached movement of the pipe string and injection of acid solution is stopped, the plug is placed to the pipe string at the wellhead, movement of the pipe string is renewed and the plug is flushed by process liquid. At that at the moment when the pulsator reaches the screen end interval close to the wellhead the plus is placed to the valve saddle and in result hydraulic pressure increases in the pipe string and the shear pin gets broken. Moreover the saddle moved downwards and openings in the valve case get open thus interconnecting inner space of the pipe string and tubular annulus of the horizontal well. The plug cuts off the liquid pulsator hermetically. Then the process is withhold during 1 hour, at that in process of this withhold the pipe string is run in until the liquid pulsator rests in the bottomhole of a horizontal well. Then, during three cycles in sequence, 0.5 mof process liquid is injected either to the pipe string or tubing-casing annulus in turn. When withhold time is over reaction products are washed out by return circulation in one and a halve volume of the well.EFFECT: improving treatment efficiency of a bore-hole zone.3 dwg

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны в горизонтальных стволах скважин, пробуренных в залежи битумов, разрабатываемых термическим методом.The invention relates to the oil industry and may find application in the processing of the bottom-hole zone in horizontal wellbores drilled in deposits of bitumen developed by the thermal method.

Известен способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтальной скважины (патент RU №231899, МПК E21B 43/27, опубл. в бюл. №7 от 10.03.2008 г.), включающий поинтервальную закачку через колонну насосно-компрессорных труб в скважину раствора кислоты, продавку раствора кислоты в пласт, проведение технологической выдержки и свабирование, в колонну насосно-компрессорных труб размещают в обсаженной вертикальной части скважины, внутри колонны насосно-компрессорных труб размещают безмуфтовую трубу колтюбинга, определяют зоны горизонтального не обсаженного ствола скважины с различными нефтенасыщенностью и проницаемостью, конец трубы колтюбинга размещают напротив зоны пласта с минимальными нефтенасыщенностью и проницаемостью, закачивают в скважину через безмуфтовую трубу колтюбинга раствор кислоты, поднимают безмуфтовую трубу колтюбинга в обсаженную зону скважины, продавливают по колонне насосно-компрессорных труб раствор кислоты в пласт, далее размещают конец безмуфтовой трубы колтюбинга последовательно по зонам пласта с возрастающими нефтенасыщенностью и проницаемостью, напротив каждой зоны закачивают в скважину через безмуфтовую трубу колтюбинга раствор кислоты, поднимают безмуфтовую трубу колтюбинга в обсаженную зону скважины и продавливают по колонне насосно-компрессорных труб раствор кислоты в пласт, при этом продавку раствора кислоты ведут с расходом 3-4 м3/ч при давлении на устье скважины 1-3 МПа.A known method of interval processing of the bottom-hole zone of a horizontal well (patent RU No. 231899, IPC E21B 43/27, published in Bulletin No. 7 of 03/10/2008), including interval pumping of an acid solution through a tubing string into an acid well, sale acid solution into the formation, holding technological exposure and swabbing, in the tubing string are placed in the cased vertical part of the well, the sleeveless coiled tubing is placed inside the tubing string, horizontal zones of fossilized wellbore with various oil saturation and permeability, the end of the coiled tubing pipe is placed opposite the formation zone with minimal oil saturation and permeability, an acid solution is pumped into the well through a sleeveless coiled tubing pipe, the sleeveless coiled tubing pipe is raised into the cased zone of the well, the pump is pumped through the column in the reservoir, then place the end of the sleeveless coiled tubing pipe sequentially along the zones of the reservoir with increasing oil saturation and permeability , opposite each zone, an acid solution is pumped into the well through a sleeveless coiled tubing pipe, a sleeveless coiled tubing pipe is lifted into the cased zone of the well and the acid solution is pushed into the formation along the tubing string, while the acid solution is forced to flow 3-4 m 3 / h at a wellhead pressure of 1-3 MPa.

Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:

- во-первых, сложный технологический процесс, связанный с привлечением двух колонн труб: колонны НКТ и безмуфтовой трубы колтюбинга;- firstly, a complex technological process associated with the involvement of two pipe columns: tubing string and a sleeveless pipe coiled tubing;

- во-вторых, большая продолжительность технологического процесса обработки призабойной зоны горизонтальной скважины, обусловленная тем, что напротив каждой зоны закачивают в скважину через безмуфтовую трубу колтюбинга раствор кислоты. На залежи битумов паровая камера имеет температуру свыше 100°C, что ускоряет процесс течения реакции кислотного раствора, поэтому время на проведение технологических операций по закачке кислотного раствора и технологическую выдержку на реакцию в горизонтальных скважинах, пробуренных в залежи битумов, разрабатываемых термическим методом, снижается в разы;- secondly, the long duration of the technological process for treating the bottom-hole zone of a horizontal well, due to the fact that, in front of each zone, an acid solution is pumped into the well through a sleeveless coiled tubing pipe. On bitumen deposits, the steam chamber has a temperature above 100 ° C, which accelerates the reaction process of the acid solution, therefore, the time for carrying out technological operations for pumping the acid solution and technological exposure to the reaction in horizontal wells drilled in the bitumen deposits developed by the thermal method decreases in times;

- в-третьих, поинтервальная обработка не обеспечивает сплошную и равномерную обработку призабойной зоны горизонтальной скважины по всей протяженности фильтра горизонтальной скважины.- thirdly, the interval processing does not provide continuous and uniform processing of the bottom-hole zone of a horizontal well over the entire length of the filter of a horizontal well.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтальной скважины (патент РФ №2278966, МПК E21B 43/27, опубл. 27.06.2006 г., опубл. в бюл. №18), включающий поинтервальную закачку в призабойную зону раствора кислоты, при этом очередность обработки устанавливают от дальнего интервала к интервалу, ближайшему к вертикальному стволу скважины, закачку ведут через колонну насосно-компрессорных труб, при обработке очередного интервала ступенчато перемещают конец колонны насосно-компрессорных труб к обрабатываемому интервалу на протяжении длины фильтра горизонтальной скважины, после закачки раствора кислоты в каждый обрабатываемый интервал закачивают водный раствор эмульгатора, закачку растворов кислоты и эмульгатора проводят с расходом 24-35 м3/сут и при давлении на устье на колонне насосно-компрессорных труб 0,8-1,5 МПа, после чего проводят технологическую выдержку в течение 3 ч и выполняют свабирование до депрессии на забое скважины не ниже 3 МПа.The closest in technical essence and the achieved result is a method of interval-wise processing of the bottom-hole zone of a horizontal well (RF patent No. 2278966, IPC E21B 43/27, published on June 27, 2006, published in bulletin No. 18), including interval-wise injection into the bottom-hole the acid solution zone, while the processing sequence is set from the far interval to the interval closest to the vertical wellbore, injection is carried out through the tubing string, during the processing of the next interval, the end of the string is moved stepwise clear tubing to be treated during an interval of the horizontal well filter length, after pumping the acid solution in each interval being processed is pumped an aqueous solution of an emulsifier, injecting acid solutions and emulsifier performed at a rate of 24-35 m 3 / day and at a pressure at the mouth of the pump on the column -compressor pipes 0.8-1.5 MPa, after which they carry out technological exposure for 3 hours and perform swabbing until depression at the bottom of the well at least 3 MPa.

Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:

- во-первых, большая продолжительность технологического процесса обработки призабойной зоны горизонтальной скважины, обусловленная применением колонны насосно-компрессорных труб и технологической выдержкой в течение 3 ч. На залежи битумов паровая камера имеет температуру свыше 100°C, что ускоряет процесс течения реакции кислотного раствора, поэтому время на проведение технологических операций по закачке кислотного раствора, а также технологической выдержки на реакцию в горизонтальных скважинах, пробуренных в залежи битумов, разрабатываемых термическим методом, снижается в разы;- firstly, the long duration of the technological process for treating the bottom-hole zone of a horizontal well, due to the use of a tubing string and technological holding for 3 hours. On the bitumen deposits, the steam chamber has a temperature above 100 ° C, which accelerates the process of the acid solution reaction, therefore, the time to carry out technological operations for the injection of an acid solution, as well as technological exposure to the reaction in horizontal wells drilled in bitumen deposits, was developed thermally reduced, decreases significantly;

- во-вторых, закачка эмульгатора производится после закачки раствора кислоты с целью временной блокировки интервала закачки раствора кислоты, что ухудшает коллекторские свойства призабойной зоны горизонтальной скважины и снижает эффективность обработки призабойной зоны горизонтальной скважины;- secondly, the emulsifier is injected after injection of the acid solution in order to temporarily block the interval of injection of the acid solution, which affects the reservoir properties of the bottom-hole zone of a horizontal well and reduces the efficiency of processing the bottom-hole zone of a horizontal well;

- поинтервальная обработка не обеспечивает сплошную и равномерную обработку призабойной зоны горизонтальной скважины по всей протяженности фильтра горизонтальной скважины.- interval processing does not provide continuous and uniform processing of the bottom-hole zone of a horizontal well over the entire length of the filter of a horizontal well.

Технической задачей изобретения является сокращение продолжительности технологического процесса осуществления способа и повышение эффективности обработки призабойной зоны горизонтальных скважин, пробуренных в залежи битумов и разрабатываемых термическим методом.An object of the invention is to reduce the duration of the technological process of implementing the method and increase the efficiency of processing the bottom-hole zone of horizontal wells drilled in bitumen deposits and developed by the thermal method.

Способ обработки призабойной зоны горизонтальной скважины, включающий закачку раствора кислоты через колонну труб в призабойную зону от дальнего интервала к интервалу, ближайшему к вертикальному стволу скважины на протяжении длины фильтра горизонтальной скважины, после чего проводят технологическую выдержку.A method of processing a bottomhole zone of a horizontal well, comprising injecting an acid solution through a pipe string into the bottomhole zone from a far interval to an interval closest to the vertical wellbore over the length of the horizontal well filter, after which technological exposure is carried out.

Новым является то, что на устье скважины нижний конец колонны труб, в качестве которой применяют безмуфтовую трубу колтюбинга, оснащают сначала клапаном, состоящим из седла и корпуса с отверстиями, герметично перекрытыми седлом, зафиксированным срезным штифтом относительно корпуса, а затем импульсным пульсатором жидкости с насадкой на конце, спускают колонну труб до упора насадкой импульсного пульсатора жидкости в забой горизонтальной скважины, заполняют колонну труб кислотным раствором и производят закачку раствора кислоты в импульсном режиме под давлением не более 18 МПа и одновременным перемещением колонны труб со скоростью 50 м в минуту от забоя к устью на длину фильтра горизонтальной скважины, причем на расчетном расстоянии прекращают перемещение колонны труб и закачку кислотного раствора, устанавливают пробку в колонну труб с устья, возобновляют перемещение колонны труб и продавливают пробку технологической жидкостью, при этом в тот момент, когда импульсный пульсатор переместится в интервал конца фильтра, близкого к устью скважины, пробка садится на седло клапана, вследствие чего возрастает гидравлическое давление в колонне труб, происходит разрушение срезного штифта, при этом седло смещается вниз и открываются отверстия в корпусе клапана, сообщающие внутренние пространства колонны труб и межколонного пространства горизонтальной скважины, при этом пробка герметично отсекает импульсный пульсатор жидкости, далее проводят технологическую выдержку в течение 1 ч, при этом в процессе технологической выдержки доспускают колонну труб до упора импульсного пульсатора жидкости в забой горизонтальной скважины, затем в три цикла поочередно, то в колонну труб, то в межколонное пространство скважины закачивают по 0,5 м3 технологической жидкости, по окончании времени выдержки вымывают продукты реакции обратной круговой циркуляцией в полуторакратном объеме скважины.What is new is that at the wellhead the lower end of the pipe string, which is used as a sleeveless coiled tubing pipe, is equipped first with a valve consisting of a seat and a body with holes sealed by a seat, fixed with a shear pin relative to the body, and then a pulsed fluid pulsator with a nozzle at the end, lower the pipe string to the stop with the nozzle of a pulsed fluid pulsator into the bottom of the horizontal well, fill the pipe string with an acid solution and pump the acid solution into the pulse at a pressure of not more than 18 MPa and at the same time moving the pipe string at a speed of 50 m per minute from the bottom to the well at the filter length of the horizontal well, and at the estimated distance stop the movement of the pipe string and pumping the acid solution, install the plug in the pipe string from the mouth, they resume the movement of the pipe string and push the plug through the process fluid, while at the moment when the pulse pulsator moves to the interval of the end of the filter close to the wellhead, the plug sits on the valve seat on, as a result of which the hydraulic pressure in the pipe string increases, the shear pin is destroyed, while the saddle moves down and openings in the valve body open, communicating the internal spaces of the pipe string and the annular space of the horizontal well, while the tube hermetically seals the pulsed fluid pulser, then carry out technological exposure for 1 h, while in the process of technological exposure the column of pipes is pulled all the way to the stop of the pulsed liquid pulsator in the face horizontally well, then in three cycles alternately, then 0.5 m 3 of process fluid is pumped into the pipe string, then into the annulus of the well, at the end of the soaking time, the reaction products are washed by reverse circular circulation in the well’s half volume.

Предлагаемый способ осуществляется следующим образом.The proposed method is as follows.

На фиг.1, 2, 3 схематично представлен способ обработки призабойной зоны горизонтальной скважины.Figure 1, 2, 3 schematically shows a method of processing bottom-hole zone of a horizontal well.

Колонну труб 1 (см. фиг.1) на устье горизонтальной скважины 2 оснащают сначала клапаном 3. Клапан состоит из седла 4 и корпуса 5 с отверстиями 6. Отверстия 6 корпуса 5 изнутри герметично перекрыты седлом 4, зафиксированным относительно корпуса 5 срезным штифтом 7. Затем к клапану 3 присоединяют импульсный пульсатор жидкости 8 с насадкой 8'.At the mouth of a horizontal well 2, a pipe string 1 (see FIG. 1) is first equipped with a valve 3. The valve consists of a seat 4 and a body 5 with holes 6. The openings 6 of the body 5 are sealed from the inside by a seat 4, fixed with a shear pin 7 relative to the body 5. Then, a pulsed fluid pulsator 8 with a nozzle 8 'is connected to the valve 3.

В качестве колонны труб 1 применяют безмуфтовую трубу колтюбинга (ТУ 14-3-1470-86) диаметром D=50,8 мм с толщиной стенки 3,0 мм производства АО ″Уральский научно-исследовательский институт трубной промышленности″ (″УралНИТИ″).As a pipe string 1, a sleeveless coiled tubing pipe (TU 14-3-1470-86) with a diameter of D = 50.8 mm and a wall thickness of 3.0 mm manufactured by Ural Research Institute of the Pipe Industry JSC (UralNITI) is used.

В качестве импульсного пульсатора жидкости 8 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 8 E21B 43/18, опубл. в бюл. №34 от 10.12.2004 г.As a pulsed fluid pulsator 8 can be used a device for pulsed injection of fluid into the reservoir, described in patent for invention RU No. 2400615, IPC E21B 28/00, publ. in bull. No. 27 dated September 27, 2010 or the patent for invention RU No. 2241825, IPC 8 E21B 43/18, publ. in bull. No34 dated December 10, 2004

Насадка 8' за счет отверстий, выполненных в ней, позволяет равномерно распределить поток жидкости по периметру горизонтальной скважины 2 в процессе закачки кислотного раствора.The nozzle 8 'due to the holes made in it, allows you to evenly distribute the fluid flow around the perimeter of the horizontal well 2 during the injection of the acid solution.

Спускают колонну труб 1 до упора импульсного пульсатора жидкости 8 в забой 9 горизонтальной скважины 2.Lower the pipe string 1 until it stops pulsed fluid pulsator 8 into the bottom 9 of the horizontal well 2.

С устья горизонтальной скважины 2 с помощью насосного агрегата 10, например марки ЦА-320, при открытых центральной 11 и межколонной 12 задвижках заполняют колонну труб 1 кислотным раствором, например, в качестве кислотного раствора применяют 8%-ную соляную кислоту, ингибированную с дозировкой 0,1% СНПХ-1004.From the mouth of a horizontal well 2, using a pump unit 10, for example, CA-320 brand, with open central 11 and 12-column valves, fill the pipe string with 1 acid solution, for example, 8% hydrochloric acid inhibited with a dosage of 0 is used as an acid solution , 1% SNPCH-1004.

Производят закачку раствора кислоты в импульсном режиме под давлением не более 18 МПа, например с расходом 2 л/с под давлением 15 МПа и одновременно перемещают колонны труб 1 со скоростью 50 м в минуту от забоя 9 к устью на длину фильтра 13 горизонтальной скважины 2. На расчетном расстоянии до достижения конечного интервала 15 фильтра 10 (близкого к устью) горизонтальной скважины 2 прекращают перемещение колонны труб 1 и закачку кислотного раствора.The acid solution is injected in a pulsed mode under a pressure of not more than 18 MPa, for example, with a flow rate of 2 l / s under a pressure of 15 MPa and at the same time pipe columns 1 are moved at a speed of 50 m per minute from the bottom 9 to the mouth for the length of filter 13 of horizontal well 2. At the calculated distance until reaching the final interval 15 of the filter 10 (close to the mouth) of the horizontal well 2, the movement of the pipe string 1 and the acid solution are stopped.

Устанавливают пробку 14 в колонну труб 1 с устья горизонтальной скважины 2 и возобновляют перемещение колонны труб 1 со скоростью 50 м в минуту и продавливают пробку 14 закачкой технологической жидкости со скоростью 2 л/с в колонну труб 1.Install the plug 14 in the pipe string 1 from the mouth of the horizontal well 2 and resume moving the pipe string 1 at a speed of 50 m per minute and push the plug 14 by pumping the process fluid at a speed of 2 l / s into the pipe string 1.

В момент, когда импульсный пульсатор жидкости 8 переместится в конечный интервал 15 фильтра 10 (близкого к устью) горизонтальной скважины 2, пробка 14 садится на седло 4 клапана 3, при этом закачку технологической жидкости со скоростью 2 л/с в колонну труб 1 продолжают.At the moment when the pulsating fluid pulsator 8 moves to the final interval 15 of the filter 10 (close to the mouth) of the horizontal well 2, the plug 14 sits on the seat 4 of the valve 3, while the pumping of the process fluid at a speed of 2 l / s into the pipe string 1 is continued.

В результате возрастает гидравлическое давление в колонне труб 1 и происходит разрушение срезного штифта 7, например, при давлении 9,0 МПа, при этом седло 4 перемещается слева направо, и открываются отверстия 6 в корпусе 5 клапана 3, сообщающие внутреннее пространство 16 колонны труб 1 с межколонным пространством 17 горизонтальной скважины 2.As a result, the hydraulic pressure in the pipe string 1 increases and the shear pin 7 is destroyed, for example, at a pressure of 9.0 MPa, while the seat 4 moves from left to right, and openings 6 in the valve body 5 open 3, communicating the inner space 16 of the pipe string 1 with annular space 17 of the horizontal well 2.

Вследствие применения импульсного пульсатора жидкости 8 осуществление способа упрощается и сокращается его продолжительность, а за счет применения клапана 3 сокращается количество спуско-подъемных операций, что приводит к снижению стоимости и продолжительности обработки призабойной зоны горизонтальной скважины.Due to the use of a pulsed fluid pulsator 8, the implementation of the method is simplified and its duration is reduced, and through the use of valve 3, the number of tripping operations is reduced, which reduces the cost and processing time of the bottomhole zone of a horizontal well.

Пробка 11 герметично отсекает импульсный пульсатор жидкости 8. Далее проводят технологическую выдержку в течение 1 ч, при этом в процессе технологической выдержки доспускают колонну труб 1 до упора импульсного пульсатора жидкости 3 в забой 9 горизонтальной скважины 2 (см. фиг.2). Затем через межколонную задвижку 12 обвязывают второй насосный агрегат 18 с межколонным пространством 17.The stopper 11 hermetically cuts off the pulsed fluid pulser 8. Next, technological exposure is carried out for 1 h, while in the process of technological shuttering the pipe string 1 is pulled all the way to the pulsed fluid pulsator 3 in the bottom 9 of horizontal well 2 (see Fig. 2). Then, through the inter-column valve 12, a second pumping unit 18 is tied with an inter-column space 17.

Далее поочередно в три цикла, то во внутреннее пространство 16 колонны труб 1 с помощью насосного агрегата 10 через открытую центральную задвижку 11, то в межколонное пространство 17 с помощью второго насосного агрегата 18 через межколонную задвижку 12 горизонтальной скважины 2 закачивают технологическую жидкость в объеме по 0,5 м3.Then alternately in three cycles, then into the interior space 16 of the pipe string 1 using the pump unit 10 through the open central valve 11, then into the annular space 17 using the second pump unit 18 through the annular valve 12 of the horizontal well 2, the process fluid is pumped in a volume of 0 , 5 m 3 .

По окончании времени выдержки (1 ч) отсоединяют насосный агрегат 10 и обвязывают центральную задвижку 11 с желобной емкостью 19 (см. фиг.3), при этом всасывающую линию второго насосного агрегата 18 обвязывают с желобной емкостью 19 и вымывают продукты реакции обратной круговой циркуляцией в полуторакратном объеме горизонтальной скважины 2.At the end of the holding time (1 h), the pump unit 10 is disconnected and the central valve 11 is tied up with the trough 19 (see FIG. 3), while the suction line of the second pump unit 18 is tied up with the trough 19 and the reaction products are washed with reverse circular circulation in one and a half times the volume of the horizontal well 2.

Предлагаемый способ позволяет эффективно обработать призабойную зону горизонтальной скважины, пробуренную в залежи битумов и эксплуатирующуюся термическим методом за счет того, что закачка кислотного раствора на всем протяжении фильтра происходит в динамике, кроме того, в процессе технологической выдержки, которая составляет не более 1 ч, производится кислотное «полоскание», что позволяет вымыть выпавшие на фильтр в процессе эксплуатации отложение соли, накипь и прочие загрязнения, снижающие пропускную способность фильтра.The proposed method allows you to effectively treat the bottom-hole zone of a horizontal well drilled in bitumen deposits and operated by the thermal method due to the fact that the acid solution is pumped throughout the filter in dynamics, in addition, during technological exposure, which is no more than 1 hour, acid "rinse", which allows you to wash deposited on the filter during operation, salt deposits, scale and other impurities that reduce the filter throughput.

Достигается сокращение продолжительности технологического процесса осуществления способа за счет применения колонны гибких труб с одновременной закачкой кислотного раствора в процессе перемещения колонны труб.A reduction in the duration of the technological process of implementing the method is achieved through the use of a string of flexible pipes with the simultaneous injection of an acid solution in the process of moving the pipe string.

Claims (1)

Способ обработки призабойной зоны горизонтальной скважины, включающий закачку в призабойную зону раствора кислоты от дальнего интервала к интервалу, ближайшему к вертикальному стволу скважины, закачку ведут через колонну труб, при обработке очередного интервала перемещают конец колонны труб к обрабатываемому интервалу на протяжении длины фильтра горизонтальной скважины, после чего проводят технологическую выдержку, отличающийся тем, что на устье скважины нижний конец колонны труб, в качестве которой применяют безмуфтовую трубу колтюбинга, оснащают сначала клапаном, состоящим из седла и корпуса с отверстиями, герметично перекрытыми седлом, зафиксированным срезным штифтом относительно корпуса, а затем импульсным пульсатором жидкости с насадкой на конце, спускают колонну труб до упора насадкой импульсного пульсатора жидкости в забой горизонтальной скважины, заполняют колонну труб кислотным раствором и производят закачку раствора кислоты в импульсном режиме под давлением не более 18 МПа и одновременным перемещением колонны труб со скоростью 50 м в минуту от забоя к устью на длину фильтра горизонтальной скважины, причем на расчетном расстоянии прекращают перемещение колонны труб и закачку кислотного раствора, устанавливают пробку в колонну труб с устья, возобновляют перемещение колонны труб и продавливают пробку технологической жидкостью, при этом в тот момент, когда импульсный пульсатор переместится в интервал конца фильтра, близкого к устью скважины, пробка садится на седло клапана, вследствие чего возрастает гидравлическое давление в колонне труб, происходит разрушение срезного штифта, при этом седло смещается вниз и открываются отверстия в корпусе клапана, сообщающие внутренние пространства колонны труб и межколонного пространства горизонтальной скважины, при этом пробка герметично отсекает импульсный пульсатор жидкости, далее проводят технологическую выдержку в течение 1 ч, при этом в процессе технологической выдержки доспускают колонну труб до упора импульсного пульсатора жидкости в забой горизонтальной скважины, затем в три цикла поочередно, то в колонну труб, то в межколонное пространство скважины закачивают по 0,5 м3 технологической жидкости, по окончании времени выдержки вымывают продукты реакции обратной круговой циркуляцией в полуторакратном объеме скважины. A method of processing a bottomhole zone of a horizontal well, including injecting an acid solution into the bottomhole zone from a distant interval to an interval closest to the vertical wellbore, injecting it through a pipe string, when processing another interval, move the end of the pipe string to the treatment interval over the length of the horizontal well filter, after which a technological exposure is carried out, characterized in that at the wellhead the lower end of the pipe string, which is used as a sleeveless pipe colt first, equipped with a valve consisting of a saddle and a housing with holes hermetically seated by a saddle, fixed with a shear pin relative to the housing, and then a pulsed fluid pulsator with a nozzle at the end, lower the pipe string to the stop with a nozzle of a pulsed fluid pulser in the bottom of a horizontal well, fill the column pipes with an acid solution and inject the acid solution in a pulse mode under a pressure of not more than 18 MPa and simultaneously moving the pipe string at a speed of 50 m per minute from the bottom to the length of the filter of a horizontal well, moreover, at a calculated distance, the pipe string and acid solution are discontinued, the plug is inserted into the pipe string from the wellhead, the pipe string is resumed and the plug is pushed with process fluid, at that moment when the pulse pulser moves to the interval the end of the filter close to the wellhead, the plug sits on the valve seat, as a result of which the hydraulic pressure in the pipe string increases, the shear pin is destroyed, while the seat moves downward and openings in the valve body open, communicating the internal spaces of the pipe string and the annulus of the horizontal well, while the tube hermetically cuts off the pulsed fluid pulsator, then carry out technological exposure for 1 h, while in the process of technological exposure they allow the pipe string to stop pulsed fluid pulsator in a horizontal downhole, then three cycles alternately, the pipe string, the annular space in the borehole is pumped at 0.5 m 3 m hnologicheskoy liquid at the end of the holding time is eluted products feedback loop circular reaction well polutorakratnom screen.
RU2013122522/03A 2013-05-15 2013-05-15 Bottomhole zone treatment method for horizontal well RU2527434C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2013122522/03A RU2527434C1 (en) 2013-05-15 2013-05-15 Bottomhole zone treatment method for horizontal well

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2013122522/03A RU2527434C1 (en) 2013-05-15 2013-05-15 Bottomhole zone treatment method for horizontal well

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2527434C1 true RU2527434C1 (en) 2014-08-27

Family

ID=51456525

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2013122522/03A RU2527434C1 (en) 2013-05-15 2013-05-15 Bottomhole zone treatment method for horizontal well

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2527434C1 (en)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN111520093A (en) * 2020-04-16 2020-08-11 黑龙江旭得通石油技术开发有限公司 Air-controlled foam liquid plug stuck-releasing and blockage-removing auxiliary drainage blockage-removing system and process for stratum
CN112302586A (en) * 2020-10-30 2021-02-02 中国石油天然气股份有限公司 Production process for putting speed pipe column with choke at tail end into well

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5207778A (en) * 1991-10-24 1993-05-04 Mobil Oil Corporation Method of matrix acidizing
US5291950A (en) * 1992-08-27 1994-03-08 Petrosakh U.S.A. Method of well treatment
RU2278966C1 (en) * 2005-07-18 2006-06-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method for horizontal well bottom zone interval treatment
RU2283946C2 (en) * 2003-10-22 2006-09-20 Открытое акционерное общество Научно-производственное объединение "Буровая техника" (ОАО НПО "Буровая техника") Method for low-permeable productive formation treatment
RU2296215C1 (en) * 2006-03-29 2007-03-27 Открытое акционерное общество "Елабуганефть" Method for well bottom zone treatment
RU2322578C2 (en) * 2006-05-26 2008-04-20 Общество с ограниченной ответственностью Когалымский научно-исследовательский и проектный институт нефти (ООО "КогалымНИПИнефть") Method for dynamic bottomhole zone treatment in high-temperature low-permeable reservoirs

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5207778A (en) * 1991-10-24 1993-05-04 Mobil Oil Corporation Method of matrix acidizing
US5291950A (en) * 1992-08-27 1994-03-08 Petrosakh U.S.A. Method of well treatment
RU2283946C2 (en) * 2003-10-22 2006-09-20 Открытое акционерное общество Научно-производственное объединение "Буровая техника" (ОАО НПО "Буровая техника") Method for low-permeable productive formation treatment
RU2278966C1 (en) * 2005-07-18 2006-06-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method for horizontal well bottom zone interval treatment
RU2296215C1 (en) * 2006-03-29 2007-03-27 Открытое акционерное общество "Елабуганефть" Method for well bottom zone treatment
RU2322578C2 (en) * 2006-05-26 2008-04-20 Общество с ограниченной ответственностью Когалымский научно-исследовательский и проектный институт нефти (ООО "КогалымНИПИнефть") Method for dynamic bottomhole zone treatment in high-temperature low-permeable reservoirs

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN111520093A (en) * 2020-04-16 2020-08-11 黑龙江旭得通石油技术开发有限公司 Air-controlled foam liquid plug stuck-releasing and blockage-removing auxiliary drainage blockage-removing system and process for stratum
CN112302586A (en) * 2020-10-30 2021-02-02 中国石油天然气股份有限公司 Production process for putting speed pipe column with choke at tail end into well

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2490442C1 (en) Method for well completion
RU2512216C1 (en) Treatment method of bottomhole zone
RU2531775C1 (en) Seam hydro frac in well
US20130220618A1 (en) Method and system for cleaning fracture ports
US20130014951A1 (en) Applying treatment fluid to a subterranean rock matrix
RU2520221C1 (en) Treatment method of bottomhole zone
RU2527434C1 (en) Bottomhole zone treatment method for horizontal well
RU2599156C1 (en) Method of interval treatment of bottom hole zone of horizontal well shaft
RU2630938C1 (en) Method for cleaning and treating bottomhole zone of horizontal well in bitumen deposit
RU2610967C1 (en) Method of selective treatment of productive carbonate formation
RU2520989C1 (en) Bottomhole zone treatment method for horizontal well
RU2018136772A (en) A method of processing a near-wellbore zone of a low-permeable formation and a device for its implementation
RU2535765C1 (en) Treatment method of bottomhole zone
RU2506421C1 (en) Development method of bottom-hole zone
RU2534555C1 (en) Interval isolation method of brine water influx in horizontal wells
RU2483200C1 (en) Method of hydrodynamic action on bottom-hole formation zone
RU2599155C1 (en) Method of treatment of bottom-hole zone of the horizontal shafts of boreholes, opening carbonate collector
CN111852422B (en) Compact single-layer sectional treatment method and treatment device for high-pressure water under-injection well
RU2537430C1 (en) Method of cleaning of near wellbore region of injection wells
RU2560018C1 (en) Water flow isolation technique in uncased horizontal borehole section of producing well
RU115402U1 (en) DEVICE FOR PULSE LIQUID PUMPING INTO THE LAYER
RU2534373C1 (en) Method for shutoff of stratal water influx
RU2541986C1 (en) Well completion method
RU2511167C1 (en) Treatment method for bottomhole zone of well equipped with bottom-hole oil pump
RU2451176C1 (en) Method of formation bottomhole zone acid treatment

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20200516