RU2531985C1 - Processing of flooded horizontal well working of carbonate fractured porous reservoir - Google Patents
Processing of flooded horizontal well working of carbonate fractured porous reservoir Download PDFInfo
- Publication number
- RU2531985C1 RU2531985C1 RU2013142564/03A RU2013142564A RU2531985C1 RU 2531985 C1 RU2531985 C1 RU 2531985C1 RU 2013142564/03 A RU2013142564/03 A RU 2013142564/03A RU 2013142564 A RU2013142564 A RU 2013142564A RU 2531985 C1 RU2531985 C1 RU 2531985C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- interval
- water
- acid
- flow rate
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано для интенсификации добычи нефти и снижения обводненности из горизонтальной скважины, эксплуатирующей карбонатный трещинно-поровый коллектор, путем проведения поинтервальных обработок ствола скважины.The invention relates to oil production and can be used to intensify oil production and reduce water cut from a horizontal well operating a carbonate fractured-pore reservoir by performing interval treatments of the wellbore.
Известен способ кислотной обработки нефтяного пласта (патент RU №2082880, МПК Е21В 43/27, опубл. 27.06.1997 г.), вскрытого скважиной с горизонтальным стволом, включающий спуск колонны труб до забоя, закачку по ним кислоты и продавку ее в пласт, перед закачкой кислоты горизонтальный участок ствола заполняют вязкой инертной к кислоте жидкостью, а кислоту закачивают в обрабатываемый интервал горизонтального ствола для замещения ею указанной жидкости, при этом плотность кислоты должна быть равной плотности вязкой инертной к кислоте жидкости или отличаться не более чем на 5%.A known method of acid treatment of an oil reservoir (patent RU No. 2082880, IPC ЕВВ 43/27, published on June 27, 1997), opened by a well with a horizontal wellbore, including lowering the pipe string to the bottom, pumping acid into it and selling it into the formation, before the injection of acid, the horizontal section of the barrel is filled with a viscous fluid inert to acid, and the acid is pumped into the processed interval of the horizontal barrel to replace it with the specified fluid, while the density of the acid must be equal to the density of a viscous fluid inert to acid or distinguish I am no more than 5%.
Недостатки данного способа:The disadvantages of this method:
- во-первых, способ не позволяет надежно изолировать высокопроницаемые участки горизонтального ствола скважины на время проведения кислотной обработки низкопроницаемых интервалов;- firstly, the method does not allow to reliably isolate highly permeable sections of the horizontal wellbore during the acid treatment of low permeability intervals;
- во-вторых, при образовании водонефтяных или кислотонефтяных эмульсий практически необратимо кольматируется поровое пространство не только водонасыщенной, но и нефтенасыщенной части продуктивного пласта.- secondly, during the formation of water-oil or acid-oil emulsions, the pore space of not only the water-saturated, but also the oil-saturated part of the reservoir is practically irreversibly clotted.
Также известен способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтальных скважин (патент RU №2144616, МПК Е21В 43/27, опубл. 20.01.2000 г.), включающий закачку нефтяной эмульсии и раствора кислоты. Закачку нефтяной эмульсии производят по всему обрабатываемому профилю горизонтального ствола, закачку раствора кислоты производят за время, обеспечивающее растворение продуктивного пласта в обрабатываемой зоне по расчетному выражению, а отключение обработанных интервалов производят нефтекислотными эмульсиями после каждого кислотного воздействия, последовательно увеличивая при этом вязкость нефтекислотной эмульсии и уменьшая ее стабильность по мере продвижения обрабатываемого интервала от забоя скважины к месту входа ее в продуктивный пласт.Also known is the method of interval processing of the bottom-hole zone of horizontal wells (patent RU No. 2144616, IPC ЕВВ 43/27, publ. 01.20.2000), including the injection of an oil emulsion and an acid solution. Oil emulsion is injected along the entire processed profile of the horizontal wellbore, acid solution is injected during the time that the productive formation dissolves in the treated zone according to the calculated expression, and the processed intervals are turned off by oil acid emulsions after each acid exposure, sequentially increasing the viscosity of the oil emulsion and decreasing its stability as the processed interval moves from the bottom of the well to the place of its entry into the production tive layer.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, малая эффективность отключения (отсечения) обработанных интервалов;- firstly, low efficiency of shutdown (cut-off) of the processed intervals;
- во-вторых, малая эффективность кислотной обработки в неоднородном коллекторе, вскрытом горизонтальным стволом.- secondly, the low efficiency of acid treatment in a heterogeneous reservoir, opened by a horizontal trunk.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ поинтервальной кислотной обработки призабойной зоны горизонтальных скважин (патент RU №2208147, МПК Е21В 43/27, опубл. 10.07.2003 г.), включающий спуск колонны труб в скважину, закачку по колонне труб в пласт тампонирующего состава на основе углеводородной эмульсии и последующую закачку кислоты, имеющей равную плотность с плотностью тампонирующего состава или отличающуюся не более чем на 5%. В качестве тампонирующего состава на основе углеводородной эмульсии используют состав, содержащий углеводородную жидкость, щелочной эмульгатор на основе оксиэтилированных этанолов или оксиэтилированных гликолей, крахмал, гидроксид щелочного металла, водорастворимый борат щелочного металла и минерализованную хлоридом калия и/или натрия воду, причем в качестве углеводородной жидкости используется, например, нефть или трансформаторное масло.The closest in technical essence and the achieved result is a method of interval-wise acid treatment of the bottom-hole zone of horizontal wells (patent RU No. 2208147, IPC ЕВВ 43/27, published on July 10, 2003), which includes the descent of the pipe string into the well, pumping through the pipe string into formation of a plugging composition based on a hydrocarbon emulsion and subsequent injection of an acid having an equal density with a density of the plugging composition or differing by no more than 5%. As a plug composition based on a hydrocarbon emulsion, a composition containing a hydrocarbon liquid, an alkaline emulsifier based on ethoxylated ethanols or ethoxylated glycols, starch, alkali metal hydroxide, water-soluble alkali metal borate and water mineralized with potassium chloride and / or sodium, are used as a hydrocarbon liquid used, for example, oil or transformer oil.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, сложный технологический процессе осуществления способа, связанный с необходимостью замера плотности закачиваемой в скважину кислоты, имеющей равную плотность с плотностью тампонирующего состава или отличающуюся не более чем на 5%;- firstly, the complex technological process of implementing the method associated with the need to measure the density of the acid injected into the well, having an equal density with the density of the plugging composition or differing by no more than 5%;
- во-вторых, малая эффективность кислотной обработки в неоднородном коллекторе, вскрытом горизонтальным стволом скважины;- secondly, the low efficiency of acid treatment in a heterogeneous reservoir, opened by a horizontal wellbore;
- в-третьих, не учитывается проницаемость коллектора пласта, вскрытого горизонтальным стволом, а также расход кислотных составов при их закачке в пласт в процессе реализации способа;- thirdly, it does not take into account the permeability of the reservoir reservoir, opened by a horizontal shaft, as well as the consumption of acid compositions when they are pumped into the reservoir during the implementation of the method;
- в-четвертых, низкое качество кислотной обработки горизонтального ствола скважины вследствие отсутствия герметичного отсечения обрабатываемых интервалов в горизонтальном стволе скважины.- fourthly, the low quality of the acid treatment of the horizontal wellbore due to the lack of hermetic cutoff of the processed intervals in the horizontal wellbore.
Техническими задачами предложения являются повышение эффективности обработки обводненной горизонтальной скважины путем синергии результатов обработок, отличающихся по интенсивности притока и виду добываемого флюида интервалов ствола горизонтальной скважины, за счет обработки интервалов ствола горизонтальной скважины в определенной последовательности индивидуально подобранными составами, закачиваемыми с оптимальным расходом, снижение обводненности продукции скважины, увеличение дебита.The technical objectives of the proposal are to increase the efficiency of processing a water-borne horizontal well by synergy of the results of the treatments, which differ in the intensity of the inflow and the type of produced fluid of the intervals of the horizontal well bore, due to the processing of the intervals of the horizontal well in a certain sequence of individually selected formulations pumped with an optimal flow rate, and reduce the water cut of the product wells, increase in flow rate.
Поставленные задачи решаются способом обработки обводненной горизонтальной скважины, эксплуатирующей карбонатный трещинно-поровый коллектор, включающим спуск колонны труб в скважину, закачку по колонне труб в пласт кислотных составов.The tasks are solved by the method of processing a waterlogged horizontal well operating a carbonate fracture-pore reservoir, including the descent of the pipe string into the well, the injection of acidic formulations through the pipe string.
Новым является то, что до начала обработки проводят в скважине геофизические исследования, на основе их результатов ствол скважины условно разделяют на интервалы в зависимости от интенсивности притока и вида добываемого флюида, спускают в обрабатываемый интервал компоновку с двумя пакерами на колонне труб, затем проводят обработку интервалов с отсечением каждого обрабатываемого интервала компоновкой с двумя пакерами: первым обрабатывают интервал с интенсивным притоком воды закачиванием обратной водонефтяной эмульсии с расходом 6-12 м3/ч, вторым - интервал со смешанным притоком воды и нефти закачиванием обратной нефтекислотной эмульсии с расходом 24-36 м3/ч, третьим - нефтенасыщенный интервал закачиванием кислоты с расходом 54-66 м3/ч.New is that before the start of processing, geophysical studies are carried out in the well, based on their results, the wellbore is conditionally divided into intervals depending on the intensity of the inflow and the type of produced fluid, the arrangement with two packers on the pipe string is lowered into the processed interval, then the intervals are processed with a cut-off of each processed interval, an arrangement with two packers: the first is the interval with an intensive inflow of water by pumping a reverse oil-water emulsion with a flow rate of 6-12 m 3 / h, the second - the interval with a mixed influx of water and oil by pumping the reverse oil-emulsion emulsion with a flow rate of 24-36 m 3 / h, the third is the oil-saturated interval by pumping acid with a flow rate of 54-66 m 3 / h.
Используют обратную водонефтяную эмульсию, приведенную, например, в способе изоляции водопритоков в нефтедобывающей скважине (патент RU №2114990, МПК Е21В 43/32, опубл. 10.07.1998 г.), эмульсия содержит 35% об. нефти, 63% об. пластовой девонской воды, 2% об. эмультала или в способе изоляции зон водопритока в скважине (патент RU №2283422, МПК Е21В 33/138, опубл. 10.09.2006 г.), эмульсия содержит товарную нефть, кремнийорганическую жидкость «Силор» и воду в объемном соотношении 76:4:20 соответственно.Use the reverse oil-water emulsion, shown, for example, in the method of isolating water inflows in an oil well (patent RU No. 2114990, IPC ЕВВ 43/32, publ. 07/10/1998), the emulsion contains 35% vol. oil, 63% vol. reservoir Devonian water, 2% vol. emulsion or in a method of isolating water inflow zones in a well (patent RU No. 2283422, IPC ЕВВ 33/138, published on 09/10/2006), the emulsion contains salable oil, Silor silicone fluid and water in a volume ratio of 76: 4: 20 respectively.
Используют обратную нефтекислотную эмульсию приведенную, например, в способе обработки призабойной зоны пласта, сложенного карбонатными породами с трудноизвлекаемыми запасами нефти (патент RU №2288358, МПК Е21В 43/127, опубл. 27.11.2006 г.), нефтекислотная эмульсия содержит 1,5-2% нефти с содержанием смолисто-асфальтеновых веществ в пределах 15-20%, а также дизтопливо и соляную кислоту при соотношении 25-35% и 65-75% соответственно или в способе обработки карбонатного продуктивного пласта (авторское свидетельство SU №1719622, МПК Е21В 43/22, опубл. 15.03.1992 г., Бюл. №10), нефтекислотная эмульсия содержит 41% нефти, 58% смеси кислоты с моносульфитным щелоком в соотношении 1:1 и 1% эмультала.Use the reverse oil emulsion given, for example, in the method of processing the bottomhole formation zone, composed of carbonate rocks with hard to recover oil reserves (patent RU No. 2288358, IPC ЕВВ 43/127, publ. 11/27/2006), the oil acid emulsion contains 1.5- 2% oil with a tar-asphaltene content in the range of 15-20%, as well as diesel fuel and hydrochloric acid at a ratio of 25-35% and 65-75%, respectively, or in the method of processing a carbonate reservoir (copyright certificate SU No. 1719622, IPC E21B 43/22, publ. March 15, 1992, Bull. No. 10), nave the acidic emulsion contains 41% of oil, 58% of a mixture of acid with monosulfite liquor in a ratio of 1: 1 and 1% of the emulsion.
В качестве кислоты используют водный 20%-ный раствор ингибированной соляной кислоты по ТУ 2122-066-53501222-2007.The acid used is an aqueous 20% solution of inhibited hydrochloric acid according to TU 2122-066-53501222-2007.
На фигуре изображена схема реализации предлагаемого способа.The figure shows a diagram of the implementation of the proposed method.
Способ обработки обводненной горизонтальной скважины 1, эксплуатирующей карбонатный трещинно-поровый коллектор, реализуют следующим образом.A method of processing a watered
До начала обработки проводят в скважине 1 геофизические исследования, по их результатам определяют интенсивность притока и вид добываемого флюида из интервалов 1'…1n открытого горизонтального ствола 2 скважины 1, эксплуатирующей карбонатный трещинно-поровый коллектор.Before the start of processing, geophysical studies are carried out in well 1, according to their results, the flow rate and the type of produced fluid are determined from the intervals 1 '... 1 n of the open
При проведении исследований используют колтюбинговую установку, оборудованную безмуфтовой длинномерной трубой с запасованным геофизическим кабелем, и прибор АГАТ-КГ-42-6В или АГАТ-КСА-К9.When conducting research, a coiled tubing unit equipped with a sleeveless long pipe with a stored geophysical cable and an AGAT-KG-42-6V or AGAT-KSA-K9 device are used.
Например, горизонтальный ствол 2 скважины 1 условно по интенсивности притока и виду добываемого флюида разделяют на три интервала: 1', 1”, 1''', при этом интервал 1' с интенсивным притоком воды, его длина L1 составляет 40 м.For example, the
Нефтенасыщенный интервал 1” с дебитом нефти менее расчетного, его длина L2 составляет 30 м. Расчетный дебит скважины определяется геологической службой нефтедобывающего предприятия на основе коллекторских характеристик пласта.An oil saturated interval of 1 ”with an oil production rate less than estimated, its length L 2 is 30 m. The estimated production rate of a well is determined by the geological service of the oil producing enterprise on the basis of reservoir characteristics of the formation.
Интервал 1” со смешанным притоком воды и нефти, его длина L3 составляет 50 м.The interval is 1 ”with a mixed influx of water and oil, its length L 3 is 50 m.
Спускают в обрабатываемый интервал компоновку с двумя пакерами 4 и 5 на колонне труб 3. С целью оптимизации выработки запасов нефти из интервалов 1', 1”, 1''', отличающихся по интенсивности притока и виду добываемого флюида, проводят их обработку в оптимальной последовательности индивидуально подобранными составами с отсечением каждого обрабатываемого интервала от ствола скважины компоновкой с двумя пакерами 4 и 5.The arrangement with two
В случае отсечения обрабатываемого нефтенасыщенного интервала ствола скважины (интервал 1”) или интервала со смешанным притоком воды и нефти (интервал 1''') от ствола 2 скважины 1 компоновкой с двумя пакерами 4 и 5 при закачивании в них состава, содержащего кислоту, может произойти раскрытие трещин в пласте, и состав, содержащий кислоту, по трещинам может попасть в интервал с интенсивным притоком воды (интервал 1'). В результате обводненность скважины в целом может резко увеличиться. Для снижения вероятности прорыва воды в ранее не обводненные интервалы скважины первым обрабатывают интервал с интенсивным притоком воды (интервал 1') закачиванием состава, обладающего как водоизолирующими свойствами - обратной водонефтяной эмульсии с расходом 6-12 м3/ч, вторым обрабатывают интервал со смешанным притоком воды и нефти (интервал 1''') закачиванием состава, обладающего как водоизолирующими, так и стимулирующими приток нефти свойствами - обратной нефтекислотной эмульсии с расходом 24-36 м3/ч. В последнюю очередь обрабатывают нефтенасыщенный интервал (интервал 1”) закачиванием состава, обладающего свойством стимулирования притока нефти, содержащего в качестве основного компонента кислоту, с расходом 54-66 м3/ч.If the treated oil-saturated interval of the wellbore (
Объем закачиваемых составов определяют из опыта промысловых работ исходя из расчета 1-2 м3 на 1 м длины ствола скважины. Примем 1,5 м3 на 1 м длины ствола скважины.The volume of injected compositions is determined from the experience of field operations based on the calculation of 1-2 m 3 per 1 m of the length of the wellbore. Take 1.5 m 3 per 1 m of the length of the wellbore.
Таким образом:In this way:
- в интервал 1' длиной L1 40 м необходимо закачать: V1=40 м·1,5 м3/м=60 м3;- in the interval 1 'with a length of L 1 40 m it is necessary to pump: V 1 = 40 m · 1.5 m 3 / m = 60 m 3 ;
- в интервал 1” длиной L2 30 м необходимо закачать: V2=30 м·1,5 м3/м=45 м3;- in the 1 ”interval of length L 2 30 m, it is necessary to pump: V 2 = 30 m · 1.5 m 3 / m = 45 m 3 ;
- в интервал 1''' длиной L3 50 м необходимо закачать: V3=50 м·1,5 м3/м=75 м3.- in the interval 1 '''of length L 3 50 m, it is necessary to pump: V 3 = 50 m · 1.5 m 3 / m = 75 m 3 .
При проведении работ интервал 1' ствола 2 скважины 1 отсекают от интервалов 1” и 1''' (на фиг. не показано). Для этого на устье скважины 1 колонну труб 3 оснащают пакерами 4 и 5, соединенными между собой перфорированной трубой 6 с заглушкой 7. В качестве пакеров 4 и 5 используют пакеры любой известной конструкции, например надувные пакеры. Колонну труб 3 спускают в горизонтальный ствол 2 скважины 1, отсекают интервал 1' с интенсивным притоком воды посадкой пакеров 4 и 5 и закачивают в интервал 1' по колонне труб 60 м3 обратной водонефтяной эмульсии с минимальным (относительно обработки интервалов 1” и 1''') расходом 6-12 м3/ч. Закачиваемая обратная водонефтяная эмульсия по трещинам в пласте может продвигаться в зоны пласта, содержащие как нефть, так и воду. Закачивание с минимальным расходом обеспечивает продвижение эмульсии преимущественно в трещины, содержащие воду. При контактировании с водой вязкость обратной водонефтяной эмульсии увеличивается, что обеспечивает блокирование водонасыщенных зон пласта. При попадании в нефтенасыщенные зоны вязкость обратной водонефтяной эмульсии снижается, условия для притока нефти сохраняются.During the work, the interval 1 'of the
Распакеровывают пакеры 4 и 5 и перемещают колонну труб 3 по горизонтальному стволу 2 в интервал 1''' смешанного притока воды и нефти (на фиг. не показано), отсекают его посадкой пакеров 4 и 5 и закачивают в него по колонне труб 75 м3 обратной нефтекислотной эмульсии со средним (относительно обработки интервалов 1' и 1”) расходом 24-36 м3/ч.
Закачивание с расходом 24-36 м3/ч обеспечивает равномерное продвижение закачиваемой нефтекислотной эмульсии по трещинам в зоны пласта, содержащие как нефть, так и воду. При попадании в водонасыщенные зоны эмульсия блокирует их за счет высокой вязкости. В нефтенасыщенных зонах эмульсия разрушается, при этом из эмульсии высвобождается кислота, обеспечивающая создание в нефтенасыщенных зонах каналов (червоточин). Таким образом, стимулируется приток нефти.Injection with a flow rate of 24-36 m 3 / h ensures uniform progress of the injected oil-acid emulsion along the cracks in the formation zones containing both oil and water. When it enters water-saturated zones, the emulsion blocks them due to its high viscosity. In oil-saturated zones, the emulsion is destroyed, while the acid is released from the emulsion, which creates channels (wormholes) in the oil-saturated zones. Thus, the influx of oil is stimulated.
Распакеровывают пакеры 4 и 5 и перемещают колонну труб 3 по горизонтальному стволу 2 в нефтенасыщенный интервал 1” (см. фигуру), отсекают его посадкой пакеров 4 и 5 и закачивают в него по колонне труб 45 м3 кислоты с максимальным (относительно обработки интервалов 1' и 1''') расходом 54-66 м3/ч.Unpack the
Закачиваемая кислота по трещинам может продвигаться в зоны пласта, содержащие как нефть, так и воду. Трещины, сообщающиеся с зонами пласта, содержащими воду, не могут обеспечить прохождение всего объема кислоты, закачиваемой с расходом 54-66 м3/ч, поэтому часть кислоты перенаправляется в нефтенасыщенные зоны пласта. Закачиваемая кислота создает в нефтенасыщенных зонах пласта каналы (червоточины). Таким образом стимулируется приток нефти.The injected acid through the cracks can move into the formation zones containing both oil and water. Cracks in communication with the zones of the reservoir containing water cannot ensure the passage of the entire volume of acid injected at a rate of 54-66 m 3 / h, therefore, part of the acid is redirected to the oil-saturated zones of the reservoir. The injected acid creates channels (wormholes) in oil-saturated zones of the formation. Thus, the influx of oil is stimulated.
После продавливания кислоты в пласт скважину 1 оставляют на время реагирования кислоты с породой, после чего распакеровывают пакеры 4 и 5 и извлекают их с колонной труб 3 из скважины 1.After the acid is pushed into the formation, the
Предлагаемый способ позволяет повысить эффективность обработки обводненной горизонтальной скважины путем синергии результатов обработок, отличающихся по интенсивности притока и виду добываемого флюида интервалов ствола горизонтальной скважины, за счет обработки интервалов ствола горизонтальной скважины в определенной последовательности индивидуально подобранными составами, закачиваемыми с оптимальным расходом.The proposed method allows to increase the efficiency of processing a watered horizontal well by synergizing the results of the treatments, which differ in the intensity of the inflow and the type of produced fluid of the intervals of the horizontal wellbore, by processing the intervals of the horizontal wellbore in a certain sequence with individually selected formulations pumped with an optimal flow rate.
В данном случае обработка интервала с интенсивным притоком воды закачиванием обратной водонефтяной эмульсии с расходом 6-12 м3/ч, затем - интервала со смешанным притоком воды и нефти закачиванием обратной нефтекислотной эмульсии с расходом 24-36 м3/ч и, наконец - нефтенасыщенного интервала закачиванием кислоты с расходом 54-66 м3/ч дает синергетический эффект, существенно превышающий сумму эффектов от поинтервальных обработок горизонтального ствола скважины, если бы они проводились в другой последовательности, с использованием других составов, закачиваемых с отличающимися от предлагаемых расходами.In this case, the processing of the interval with intensive water inflow by pumping the reverse oil-water emulsion with a flow rate of 6-12 m 3 / h, then the interval with a mixed flow of water and oil by pumping the reverse oil-acid emulsion with a flow rate of 24-36 m 3 / h and, finally, oil-saturated pumping the acid range at a rate of 54-66 m 3 / h gives a synergistic effect, substantially greater than the sum of the effects of the horizontal wellbore-wise treatments if they were performed in other sequences, using other sost Islands, injected with differing from the proposed expenditure.
Применение способа позволяет снизить обводненность продукции скважины на 20-70% и увеличить дебит нефти в 1,5-2 раза.The application of the method allows to reduce the water cut of well production by 20-70% and increase oil production by 1.5-2 times.
Пример практического применения способа.An example of the practical application of the method.
Пример 1. В скважине с горизонтальным стволом, эксплуатирующей карбонатный трещинно-поровый коллектор, проводят геофизические исследования, по результатам которых разделяют ствол 2 скважины 1 условно по интенсивности притока и виду добываемого флюида на интервал с интенсивным притоком воды 1' длиной 21 м, нефтенасыщенный интервал 1” длиной 33 м и интервал со смешанным притоком воды и нефти 1''' длиной 48 м. Колонну труб 3 с двумя пакерами 4 и 5 спускают в горизонтальный ствол 2, отсекают интервал с интенсивным притоком воды 1' от ствола скважины посадкой пакеров 4 и 5 и закачивают по колонне труб 21 м3 (1 м3 на 1 м длины интервала) обратной водонефтяной эмульсии, состоящей из 35% об. нефти, 63% об. пластовой девонской воды, 2% об. эмультала с расходом 6 м3/ч. Распакеровывают пакеры 4 и 5 и перемещают колонну труб 3 по горизонтальному стволу 2 в интервал 1''' смешанного притока воды и нефти, отсекают его посадкой пакеров 4 и 5 и закачивают в него по колонне труб 48 м3 (1 м3 на 1 м длины интервала) обратной нефтекислотной эмульсии, состоящей из 41% нефти, 58% смеси кислоты с моносульфитным щелоком в соотношении 1:1 и 1% эмультала с расходом 24 м3/ч. Распакеровывают пакеры 4 и 5 и перемещают колонну труб 3 по горизонтальному стволу 2 в нефтенасыщенный интервал 1”, отсекают его посадкой пакеров 4 и 5 и закачивают в него по колонне труб 33 м3 (1 м3 на 1 м длины) 20%-ного раствора ингибированной соляной кислоты с расходом 54 м3/ч. После продавливания кислоты в пласт скважину 1 оставляют на время реагирования кислоты с породой, после чего распакеровывают пакеры 4 и 5 и извлекают их с колонной труб 3 из скважины 1.Example 1. In a well with a horizontal wellbore operating a carbonate fracture-pore reservoir, geophysical studies are carried out, according to the results of which a
Пример 2. В скважине с горизонтальным стволом, эксплуатирующей карбонатный трещинно-поровый коллектор, проводят геофизические исследования, по результатам которых ствол 2 скважины 1 условно по интенсивности притока и виду добываемого флюида разделяют на интервал с интенсивным притоком воды 1' длиной 19 м, нефтенасыщенный интервал 1” длиной 16 м и интервал со смешанным притоком воды и нефти 1''' длиной 18 м. Колонну труб 3 с двумя пакерами 4 и 5 спускают в горизонтальный ствол 2, отсекают интервал с интенсивным притоком воды 1' от ствола скважины посадкой пакеров 4 и 5 и закачивают по колонне труб 28,5 м3 (1,5 м3 на 1 м длины интервала) обратной водонефтяной эмульсии, состоящей из 35% об. нефти, 63% об. пластовой девонской воды, 2% об. эмультала с расходом 9 м3/ч. Распакеровывают пакеры 4 и 5 и перемещают колонну труб 3 по горизонтальному стволу 2 в интервал 1''' смешанного притока воды и нефти, отсекают его посадкой пакеров 4 и 5 и закачивают в него по колонне труб 27 м3 (1,5 м3 на 1 м длины интервала) обратной нефтекислотной эмульсии, состоящей из 41% нефти, 58% смеси кислоты с моносульфитным щелоком в соотношении 1:1 и 1% эмультала с расходом 30 м3/ч. Распакеровывают пакеры 4 и 5 и перемещают колонну труб 3 по горизонтальному стволу 2 в нефтенасыщенный интервал 1”, отсекают его посадкой пакеров 4 и 5 и закачивают в него по колонне труб 24 м3 (1,5 м3 на 1 м длины интервала) 20%-ного раствора ингибированной соляной кислоты с расходом 60 м3/ч. После продавливания кислоты в пласт скважину оставляют на время реагирования кислоты с породой, после чего распакеровывают пакеры 4 и 5 и извлекают их с колонной труб 3 из скважины 1.Example 2. In a well with a horizontal wellbore operating a carbonate fracture-pore reservoir, geophysical studies are carried out, according to which the
Пример 3. В скважине с горизонтальным стволом, эксплуатирующей карбонатный трещинно-поровый коллектор, проводят геофизические исследования, по результатам которых ствол 2 скважины 1 условно по интенсивности притока и виду добываемого флюида разделяют на интервал с интенсивным притоком воды 1' длиной 22 м, нефтенасыщенный интервал 1” длиной 11 м и интервал со смешанным притоком воды и нефти 1''' длиной 15 м. Колонну труб 3 с двумя пакерами 4 и 5 спускают в горизонтальный ствол 2, отсекают интервал с интенсивным притоком воды 1' от ствола скважины посадкой пакеров 4 и 5 и закачивают по колонне труб 44 м3 (2 м3 на 1 м длины интервала) обратной водонефтяной эмульсии, состоящей из 35% об. нефти, 63% об. пластовой девонской воды, 2% об. эмультала с расходом 12 м3/ч. Распакеровывают пакеры 4 и 5 и перемещают колонну труб 3 по горизонтальному стволу 2 в интервал 1''' смешанного притока воды и нефти, отсекают его посадкой пакеров 4 и 5 и закачивают в него по колонне труб 30 м3 (2 м3 на 1 м длины интервала) обратной нефтекислотной эмульсии, состоящей из 41% нефти, 58% смеси кислоты с моносульфитным щелоком в соотношении 1:1 и 1% эмультала с расходом 36 м3/ч. Распакеровывают пакеры 4 и 5 и перемещают колонну труб 3 по горизонтальному стволу 2 в нефтенасыщенный интервал 1”, отсекают его посадкой пакеров 4 и 5 и закачивают в него по колонне труб 22 м3 (2 м3 на 1 м длины интервала) 20%-ного раствора ингибированной соляной кислоты с расходом 66 м3/ч. После продавливания кислоты в пласт скважину оставляют на время реагирования кислоты с породой, после чего распакеровывают пакеры 4 и 5 и извлекают их с колонной труб 3 из скважины.Example 3. In a well with a horizontal wellbore operating a carbonate fracture-pore reservoir, geophysical studies are carried out, according to which the
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013142564/03A RU2531985C1 (en) | 2013-09-17 | 2013-09-17 | Processing of flooded horizontal well working of carbonate fractured porous reservoir |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013142564/03A RU2531985C1 (en) | 2013-09-17 | 2013-09-17 | Processing of flooded horizontal well working of carbonate fractured porous reservoir |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2531985C1 true RU2531985C1 (en) | 2014-10-27 |
Family
ID=53382176
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013142564/03A RU2531985C1 (en) | 2013-09-17 | 2013-09-17 | Processing of flooded horizontal well working of carbonate fractured porous reservoir |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2531985C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2599156C1 (en) * | 2015-09-24 | 2016-10-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of interval treatment of bottom hole zone of horizontal well shaft |
| RU2599155C1 (en) * | 2015-09-24 | 2016-10-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of treatment of bottom-hole zone of the horizontal shafts of boreholes, opening carbonate collector |
| RU2600800C2 (en) * | 2014-12-25 | 2016-10-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) | Method for selective bottomhole zone processing of inhomogeneous stratified productive formation |
| RU2618249C1 (en) * | 2016-03-11 | 2017-05-03 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of interval productive formation treatment in open horizontal bore of well |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5207778A (en) * | 1991-10-24 | 1993-05-04 | Mobil Oil Corporation | Method of matrix acidizing |
| RU2082880C1 (en) * | 1992-09-02 | 1997-06-27 | Орлов Григорий Алексеевич | Method of acid treatment of oil formation |
| RU2114990C1 (en) * | 1996-06-18 | 1998-07-10 | Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти | Method for isolation of water inflow in oil producing well |
| RU2144616C1 (en) * | 1998-06-22 | 2000-01-20 | Открытое акционерное общество "Удмуртнефть" | Method for interval-after-interval treatment of bottom-hole zone of horizontal wells |
| RU2208147C1 (en) * | 2002-01-17 | 2003-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ПермНИПИнефть" | Method of interval acid treatment of bottomhole zone, mainly, of horizontal wells |
| RU2288358C2 (en) * | 2005-01-11 | 2006-11-27 | Открытое акционерное общество "Шешмаойл" | Method for processing bottomhole zone of formation composed of carbonate rocks with oil resources complicated to extract |
| RU2325517C1 (en) * | 2007-05-29 | 2008-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Acidization process of the bottom-hole zone of acclinal or lateral well |
-
2013
- 2013-09-17 RU RU2013142564/03A patent/RU2531985C1/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5207778A (en) * | 1991-10-24 | 1993-05-04 | Mobil Oil Corporation | Method of matrix acidizing |
| RU2082880C1 (en) * | 1992-09-02 | 1997-06-27 | Орлов Григорий Алексеевич | Method of acid treatment of oil formation |
| RU2114990C1 (en) * | 1996-06-18 | 1998-07-10 | Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти | Method for isolation of water inflow in oil producing well |
| RU2144616C1 (en) * | 1998-06-22 | 2000-01-20 | Открытое акционерное общество "Удмуртнефть" | Method for interval-after-interval treatment of bottom-hole zone of horizontal wells |
| RU2208147C1 (en) * | 2002-01-17 | 2003-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ПермНИПИнефть" | Method of interval acid treatment of bottomhole zone, mainly, of horizontal wells |
| RU2288358C2 (en) * | 2005-01-11 | 2006-11-27 | Открытое акционерное общество "Шешмаойл" | Method for processing bottomhole zone of formation composed of carbonate rocks with oil resources complicated to extract |
| RU2325517C1 (en) * | 2007-05-29 | 2008-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Acidization process of the bottom-hole zone of acclinal or lateral well |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2600800C2 (en) * | 2014-12-25 | 2016-10-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) | Method for selective bottomhole zone processing of inhomogeneous stratified productive formation |
| RU2599156C1 (en) * | 2015-09-24 | 2016-10-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of interval treatment of bottom hole zone of horizontal well shaft |
| RU2599155C1 (en) * | 2015-09-24 | 2016-10-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of treatment of bottom-hole zone of the horizontal shafts of boreholes, opening carbonate collector |
| RU2618249C1 (en) * | 2016-03-11 | 2017-05-03 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of interval productive formation treatment in open horizontal bore of well |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2566542C1 (en) | Hydraulic fracturing method for producing formation with clay layer and bottom water | |
| RU2558058C1 (en) | Interval hydraulic fracturing of carbonate formation in horizontal wellbore with bottom water | |
| RU2533393C1 (en) | Large-volume acid treatment method for carbonate bed | |
| RU2667561C1 (en) | Method of multiple hydraulic fracturing of formation in open inclined well hole | |
| RU2531985C1 (en) | Processing of flooded horizontal well working of carbonate fractured porous reservoir | |
| RU2460875C1 (en) | Carbonate formation hydraulic fracturing method | |
| US10087737B2 (en) | Enhanced secondary recovery of oil and gas in tight hydrocarbon reservoirs | |
| RU2312212C1 (en) | Development method for oil field with carbonate reservoir | |
| RU2304710C1 (en) | Well bottom zone treatment process | |
| US7419005B2 (en) | Method of stimulating long horizontal wells to improve well productivity | |
| RU2565617C1 (en) | Method of development of sandwich-type oil pool using hydraulic fracturing | |
| RU2599156C1 (en) | Method of interval treatment of bottom hole zone of horizontal well shaft | |
| RU2554962C1 (en) | Method for interval acidising of horizontal well using carbonate reservoir | |
| RU2550642C1 (en) | Method of oil field development with horizontal wells | |
| RU2610967C1 (en) | Method of selective treatment of productive carbonate formation | |
| RU2571964C1 (en) | Hydrofracturing method for formation in well | |
| RU2569941C2 (en) | Bottom water isolation method | |
| RU2612693C1 (en) | Method to reduce water inflow in production wells without lifting of downhole pumping equipment | |
| RU2570159C1 (en) | Procedure for treatment of payable carbonate bed | |
| RU2731243C2 (en) | Method of developing low-permeable oil deposit using separate injection of water and gas | |
| RU2645688C1 (en) | Carbonate formation hydraulic fracturing method | |
| RU2601707C1 (en) | Method of development of oil and gas condensate deposit | |
| RU2597596C1 (en) | Method for uniform extraction stratified reservoir | |
| RU2651851C1 (en) | Method of oil field development | |
| RU2299979C2 (en) | Oil deposit development method |