RU2541988C1 - Способ заканчивания скважины - Google Patents
Способ заканчивания скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2541988C1 RU2541988C1 RU2014107804/03A RU2014107804A RU2541988C1 RU 2541988 C1 RU2541988 C1 RU 2541988C1 RU 2014107804/03 A RU2014107804/03 A RU 2014107804/03A RU 2014107804 A RU2014107804 A RU 2014107804A RU 2541988 C1 RU2541988 C1 RU 2541988C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- acid solution
- formation
- acid
- flexible
- Prior art date
Links
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов, вскрытых скважинами с открытыми горизонтальными стволами. Способ заканчивания скважины включает прокачку раствора кислоты циркуляцией с устьем скважины посредством гидромониторной насадки, размещенной на конце гибкой безмуфтовой трубы. Одновременно с циркуляцией раствора кислоты осуществляют подъем из скважины гибкой безмуфтовой трубы со скоростью, не большей скорости заполнения ствола скважины раствором кислоты. После заполнения горизонтального ствола раствором кислоты продавку раствора кислоты в пласт осуществляют со ступенчатым подъемом давления и выдержкой на каждой ступени. Проводят технологическую выдержку для реакции раствора кислоты с породой, прокачку инертного газа, фиксирование кривой восстановления уровня, глушение скважины и освоение скважины. Предварительно в скважину в интервал башмака эксплуатационной колонны спускают колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) с пусковыми муфтами и с воронкой на конце. Гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой спускают внутри НКТ. Перед продавкой кислоты в пласт горизонтальный ствол скважины при открытом затрубном постранстве заполняют через гибкую безмуфтовую трубу водным раствором поверхностно-активного вещества (ПАВ). При закрытом затрубном пространстве выполняют продавку водного раствора ПАВ в пласт. Проводят технологическую выдержку до всплытия нефти в скважину. Затем по затрубному пространству производят продавку раствора кислоты. Проводят технологическую выдержку 2-4 часа для реакции раствора кислоты с породой. Промывают ствол скважины. Поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой. При этом прокачку инертного газа проводят по затрубному пространству с отбором жидкости по НКТ. Техническим результатом является повышение эффективности кислотной обработки скважины. 1 пр.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов, вскрытых скважинами с открытыми горизонтальными стволами.
Известен способ обработки продуктивного карбонатного пласта, включающий спуск колонны насосно-компрессорных труб в скважину, установку башмака колонны в интервале обработки, закачку кислотного раствора по трубам и воздействие им на породу пласта. В скважине перед спуском НКТ предварительно выделяют интервалы обработки в нефтенасыщенных породах пласта и башмак колонны труб оборудуют устройством с гидромониторными насадками, радиально расположенными под углами 90 или 120° по образующей, а закачку кислоты в пласт осуществляют порциями в режиме гидромониторного воздействия, чередуя порции кислоты с порциями песчано-водного раствора поверхностно-активного вещества, которым выполняют гидропескоструйное воздействие на пласт, причем чередование кислотного гидромониторного и гидропескоструйного воздействий осуществляют поочередно посредине каждого интервала обработки (Патент РФ №2205950, опублик. 10.06.2003).
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ заканчивания скважины, в котором производят закачку в горизонтальный открытый ствол скважины раствора кислоты в режиме гидромониторного воздействия, гидромониторное воздействие осуществляют посредством гидромониторной насадки, размещенной на конце гибкой безмуфтовой трубы. Насадку размещают на забое ствола скважины. Прокачивают раствор кислоты циркуляцией с устьем скважины, одновременно с циркуляцией раствора кислоты поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу со скоростью, не большей скорости заполнения ствола скважины раствором кислоты. После заполнения горизонтального ствола раствором кислоты продавливают раствор кислоты в пласт со ступенчатым подъемом давления и выдержкой на каждой ступени. Снова спускают гибкую безмуфтовую трубу с насадкой на забой скважины и повторяют операции по заполнению ствола скважины раствором кислоты и продавливанию. Проводят технологическую выдержку для реакции раствора кислоты с породой. Поднимают гибкую безмуфтовую трубу в интервал прокачки инертного газа, прокачивают инертный газ, снимают кривую восстановления уровня. Проводят цикличное глушение скважины в режиме «закачка воды - выдержка - стравливание нефти» до полного стравливания нефти, спускают глубинный насос и запускают скважину в работу (Патент РФ №2490442, опублик. 20.08.2013 - прототип).
Недостатком способа является то, что при кислотной обработке кислота не полностью реагирует с породой, что подтверждается высокой кислотностью жидкости, поступающей из скважины при ее освоении, водородный показатель рН<4.
В предложенном способе решается задача повышения эффективности кислотной обработки скважины за счет равномерной обработки всех интервалов горизонтального ствола в динамическом режиме со смыванием пленки нефти со стенок открытого ствола и увеличения зоны воздействия кислоты с обеспечением реагирования всего объема кислоты с породой.
Задача решается тем, что в способе заканчивания скважины, включающем прокачку раствора кислоты циркуляцией с устьем скважины посредством гидромониторной насадки, размещенной на конце гибкой безмуфтовой трубы, одновременно с циркуляцией раствора кислоты подъем из скважины гибкой безмуфтовой трубы со скоростью, не большей скорости заполнения ствола скважины раствором кислоты, после заполнения горизонтального ствола раствором кислоты продавку раствора кислоты в пласт со ступенчатым подъемом давления и выдержкой на каждой ступени, проведение технологической выдержки для реакции раствора кислоты с породой, прокачку инертного газа, фиксирование кривой восстановления уровня, глушение скважины и освоение скважины, согласно изобретению, предварительно в скважину в интервал башмака эксплуатационной колонны спускают колонну насосно-компрессорных труб с пусковыми муфтами и с воронкой на конце, гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой спускают внутри колонны насосно-компрессорных туб, перед продавкой кислоты в пласт горизонтальный ствол скважины при открытом затрубном постранстве заполняют через гибкую безмуфтовую трубу водным раствором поверхностно-активного вещества, при закрытом затрубном пространстве выполняют продавку водного раствора поверхностно-активного вещества в пласт, проводят технологическую выдержку до всплытия нефти в скважину, затем по затрубному пространству производят продавку раствора кислоты, проводят технологическую выдержку 2-4 часа для реакции раствора кислоты с породой, промывают ствол скважины, поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой, а прокачку инертного газа проводят по затрубному пространству с отбором жидкости по колонне насосно-компрессорных труб.
Сущность изобретения
В связи с активным развитием бурения горизонтальных скважин различной конструкции и их протяженности для повышения их эффективности на сегодняшний день назрела потребность совершенствования технологий кислотной обработки горизонтальных стволов. Одной из причин низкой эффективности производства обработок в горизонтальных стволах по традиционной технологии является то, что активному воздействию кислоты подвергается лишь часть коллектора, а остальная часть блокирована от воздействия кислоты нефтяной фазой. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности кислотной обработки скважины за счет удаления нефти с поверхности пор коллектора и обеспечения более полного воздействия кислоты на коллектор.
В скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб с пусковыми муфтами и с воронкой на конце. Воронку размещают в интервале башмака эксплуатационной колонны. Внутри колонны насосно-компрессорных труб спускают гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой на конце. Гидромониторную насадку выводят в горизонтальный не обсаженный ствол скважины и размещают на забое скважины. При открытой межтрубной задвижке на устье скважины прокачивают раствор кислоты с созданием расхода, обеспечивающего эффект «резания» породы и одновременно с подачей раствора кислоты поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу со скоростью, не большей скорости заполнения ствола скважины раствором кислоты. При необходимости аналогичным способом повторяют кислотно-гидромониторное воздействие на пласт (до 2-3 раз). Межтрубное пространство представляет собой пространство между гибкой безмуфтовой трубой и колонной насосно-компрессорных труб.
Гидромониторную насадку снова размещают на забое скважины, при открытой затрубной задвижке по безмуфтовой трубе заполняют горизонтальный ствол скважины водным раствором поверхностно-активного вещества. Затрубное пространство представляет собой пространство между колонной насосно-компрессорных труб и эксплуатационной колонной скважины. Закрывают затрубную задвижку и продавливают раствор поверхностно-активного вещества по безмуфтовой трубе в пласт.
В качестве раствора поверхностно-активного вещества используют водный раствор концентрации, достаточной для отмывания нефти от породы. Как правило, такая концентрация равна 0,1% и более. В качестве поверхностно-активного вещества используют любое, способное отмывать нефть, например, МЛ-81Б, МЛ-72, ОП-7 и т.п.
Закрывают задвижку на трубном пространстве, т.е. на гибкой безмуфтовой трубе. Проводят технологическую выдержку до всплытия нефти в скважину ориентировочно в течение 1-4 часа. При закрытом межтрубном и трубном пространстве по затрубному пространству производят продавку раствора кислоты, находящегося в стволе скважины, в пласт.
Продавливают раствор кислоты в пласт со ступенчатым подъемом давления и выдержкой на каждой ступени. Преимущественно используют ступенчатый режим, при котором от ступени к ступени увеличивают давление на 1,5-2,5 МПа при выдержке на каждой ступени 10-20 мин. Проводят технологическую выдержку для реакции раствора кислоты с породой преимущественно в течение 2-4 часов. Проводят промывку ствола скважины, поднимают гибкую безмуфтовую трубу из скважины. Для освоения скважины при открытой трубной задвижке в затрубное пространство скважины, прокачивают инертный газ, например азот, снижают давление в скважине и замеряют скорость подъема уровня жидкости в скважине, снимают, таким образом, кривую восстановления уровня. Заполняют скважину жидкостью глушения. Поднимают из скважины колонну насосно-компрессорных труб с пусковыми муфтами и воронкой на конце. Спускают глубинно-насосное оборудование и запускают скважину в работу.
В результате удается достичь дебита скважины, превышающего дебит скважины, полученный по известной технологии.
Пример конкретного выполнения
Проводят работы на нефтедобывающей скважине с горизонтальным стволом длиной 200 на глубине 1432 м. Диаметр горизонтального ствола составляет 144 мм. Скважина заполнена жидкостью глушения.
В скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб с пусковыми муфтами и с воронкой на конце. Воронку размещают в интервале башмака эксплуатационной колонны. Гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой спускают внутри колонны насосно-компрессорных туб.
В горизонтальный не обсаженный ствол скважины спускают гибкую безмуфтовую трубу диаметром 38 мм с гидромониторной насадкой на конце. Насадку размещают на забое ствола скважины. При открытой затрубной задвижке на устье скважины прокачивают 15%-ный раствор соляной кислоты циркуляцией с устьем скважины. Одновременно с подачей раствора кислоты поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу со скоростью 5 м/мин при скорости заполнения ствола скважины раствором кислоты 6 м/мин.
Открывают затрубную задвижку и горизонтальный ствол скважины заполняют по гибкой безмуфтовой трубе водным раствором поверхностно-активного вещества - 0,1% водным раствором МЛ-81Б. При закрытой затрубной задвижке по гибкой безмуфтовой трубе выполняют продавку водного раствора поверхностно-активного вещества в пласт. Проводят технологическую выдержку до всплытия нефти в скважину (в течение 2 часов), затем по затрубному пространству производят продавку раствора кислоты в пласт со ступенчатым подъемом давления и выдержкой на каждой ступени в следующем режиме: 2 МПа - 15 мин, 4 МПа - 15 мин, 6 МПа - 15 мин и 8 МПа - 15 мин.
Промывают скважину.
Поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой.
По затрубному пространству прокачивают азот с отбором по колонне насосно-компрессорных труб до появления азота на устье скважины, используя один компрессор и две цистерны для вывоза отобранной при компрессировании жидкости. Давление в скважине снижено. Замеряют скорость подъема уровня жидкости в скважине, снимают кривую восстановления уровня. Проводят глушение скважины. Поднимают из скважины оборудование. Спускают колонну насосно-компрессорных труб с глубинным насосом и запускают скважину в работу.
В результате дебит скважины составил 23 м3/сут, в то время как в аналогичных условиях дебиты скважин, освоенных по известным техническим решениям, составляли 17 м3/сут.
Применение предложенного способа позволит обеспечить обработку всего горизонтального ствола скважины в режиме отмыва высвободившейся нефти, препятствующей контакту пород с кислотой. В конечном результате это позволит увеличить коэффициент продуктивности скважины.
Claims (1)
- Способ заканчивания скважины, включающий прокачку раствора кислоты циркуляцией с устьем скважины посредством гидромониторной насадки, размещенной на конце гибкой безмуфтовой трубы, одновременно с циркуляцией раствора кислоты подъем из скважины гибкой безмуфтовой трубы со скоростью, не большей скорости заполнения ствола скважины раствором кислоты, после заполнения горизонтального ствола раствором кислоты продавку раствора кислоты в пласт со ступенчатым подъемом давления и выдержкой на каждой ступени, проведение технологической выдержки для реакции раствора кислоты с породой, прокачку инертного газа, фиксирование кривой восстановления уровня, глушение скважины и освоение скважины, отличающийся тем, что предварительно в скважину в интервал башмака эксплуатационной колонны спускают колонну насосно-компрессорных труб с пусковыми муфтами и с воронкой на конце, гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой спускают внутри колонны насосно-компрессорных труб, перед продавкой кислоты в пласт горизонтальный ствол скважины при открытом затрубном постранстве заполняют через гибкую безмуфтовую трубу водным раствором поверхностно-активного вещества, при закрытом затрубном пространстве выполняют продавку водного раствора поверхностно-активного вещества в пласт, проводят технологическую выдержку до всплытия нефти в скважину, затем по затрубному пространству производят продавку раствора кислоты, проводят технологическую выдержку 2-4 часа для реакции раствора кислоты с породой, промывают ствол скважины, поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой, а прокачку инертного газа проводят по затрубному пространству с отбором жидкости по колонне насосно-компрессорных труб.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2014107804/03A RU2541988C1 (ru) | 2014-03-03 | 2014-03-03 | Способ заканчивания скважины |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2014107804/03A RU2541988C1 (ru) | 2014-03-03 | 2014-03-03 | Способ заканчивания скважины |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2541988C1 true RU2541988C1 (ru) | 2015-02-20 |
Family
ID=53288857
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2014107804/03A RU2541988C1 (ru) | 2014-03-03 | 2014-03-03 | Способ заканчивания скважины |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2541988C1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2588108C1 (ru) * | 2015-10-05 | 2016-06-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ заканчивания горизонтальной скважины |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5297628A (en) * | 1991-10-24 | 1994-03-29 | Mobil Oil Corporation | Simultaneous matrix acidizing using acids with different densities |
RU2052086C1 (ru) * | 1993-04-22 | 1996-01-10 | Валентин Тимофеевич Гребенников | Способ обработки скважины в карбонатных коллекторах |
RU2117150C1 (ru) * | 1995-04-14 | 1998-08-10 | Научно-производственная фирма "КАТЕХ" | Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта |
RU2121567C1 (ru) * | 1996-06-21 | 1998-11-10 | Акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" | Способ освоения скважины с уровнем пластовой жидкости ниже башмака насосно-компрессорных труб в условиях аномально низких пластовых давлений |
RU2198995C1 (ru) * | 2002-01-21 | 2003-02-20 | ООО "Уренгойгазпром" ОАО "Газпром" | Способ ремонта скважин посредством создания искусственного затрубья в колонне насосно-компрессорных труб |
RU2490442C1 (ru) * | 2012-10-04 | 2013-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ заканчивания скважины |
-
2014
- 2014-03-03 RU RU2014107804/03A patent/RU2541988C1/ru active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5297628A (en) * | 1991-10-24 | 1994-03-29 | Mobil Oil Corporation | Simultaneous matrix acidizing using acids with different densities |
RU2052086C1 (ru) * | 1993-04-22 | 1996-01-10 | Валентин Тимофеевич Гребенников | Способ обработки скважины в карбонатных коллекторах |
RU2117150C1 (ru) * | 1995-04-14 | 1998-08-10 | Научно-производственная фирма "КАТЕХ" | Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта |
RU2121567C1 (ru) * | 1996-06-21 | 1998-11-10 | Акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" | Способ освоения скважины с уровнем пластовой жидкости ниже башмака насосно-компрессорных труб в условиях аномально низких пластовых давлений |
RU2198995C1 (ru) * | 2002-01-21 | 2003-02-20 | ООО "Уренгойгазпром" ОАО "Газпром" | Способ ремонта скважин посредством создания искусственного затрубья в колонне насосно-компрессорных труб |
RU2490442C1 (ru) * | 2012-10-04 | 2013-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ заканчивания скважины |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2588108C1 (ru) * | 2015-10-05 | 2016-06-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ заканчивания горизонтальной скважины |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2490442C1 (ru) | Способ заканчивания скважины | |
RU2397319C2 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта | |
RU2512216C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
RU2520221C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
RU2599156C1 (ru) | Способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтального ствола скважины | |
RU2581589C1 (ru) | Способ освоения многозабойной разветвленно-горизонтальной скважины | |
RU2630938C1 (ru) | Способ очистки и обработки призабойной зоны горизонтальной скважины в залежи битума | |
RU2541988C1 (ru) | Способ заканчивания скважины | |
RU2610967C1 (ru) | Способ селективной обработки продуктивного карбонатного пласта | |
RU2541986C1 (ru) | Способ заканчивания скважины | |
RU2451160C1 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с карбонатным коллектором | |
RU2564312C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
RU2535765C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
RU2006126466A (ru) | Способ обработки призабойной зоны пластов нефтедобывающих скважин и устройство для его осуществления | |
RU2018136772A (ru) | Способ обработки прискважинной зоны низкопроницаемого пласта и устройство для его реализации | |
RU2011135865A (ru) | Способ изоляции притока пластовых вод в пологих и горизонтальных скважинах | |
US11072996B2 (en) | Cleaning wellbore perforation clusters and reservoir fractures | |
RU2599155C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны горизонтального ствола скважины, вскрывшей карбонатный коллектор | |
RU2579069C1 (ru) | Способ заканчивания скважины, вскрывшей продуктивный пласт, расположенный вблизи от водонасыщенного пласта | |
RU2537430C1 (ru) | Способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины | |
RU2593281C1 (ru) | Способ заканчивания скважины, вскрывшей продуктивный пласт, расположенный изолированно от водоносного пласта | |
RU2495231C1 (ru) | Способ промывки скважин с поглощающими пластами | |
RU2534555C1 (ru) | Способ поинтервальной изоляции притока пластовых вод в горизонтальных скважинах | |
RU2527434C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны горизонтальной скважины | |
RU2520989C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны горизонтальной скважины |