RU2565293C1 - Method of treatment of production carbonate reservoir - Google Patents
Method of treatment of production carbonate reservoir Download PDFInfo
- Publication number
- RU2565293C1 RU2565293C1 RU2014140551/03A RU2014140551A RU2565293C1 RU 2565293 C1 RU2565293 C1 RU 2565293C1 RU 2014140551/03 A RU2014140551/03 A RU 2014140551/03A RU 2014140551 A RU2014140551 A RU 2014140551A RU 2565293 C1 RU2565293 C1 RU 2565293C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wellhead
- string
- pipe string
- open horizontal
- treatment
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов, вскрытых скважинами с открытыми горизонтальными стволами.The invention relates to the oil industry, in particular to methods for intensifying oil production from productive carbonate formations uncovered by wells with open horizontal trunks.
Известен способ кислотной обработки призабойной зоны (ОПЗ) пластов в скважинах с открытыми стволами (В.Г. Уметбаев. Геолого-технические мероприятия при эксплуатации скважин. - М.: Недра, 1989. - С. 62-64), включающий спуск колонны труб до забоя, закачку в колонну труб расчетного количества раствора кислоты, закачку продавочной жидкости в объеме полости колонны труб и выдержку кислоты на реагирование (технология ″кислотные ванны″).A known method of acid treatment of the bottom-hole zone (BHP) of formations in open-hole wells (V. G. Umetbaev. Geological and technical measures for the operation of wells. - M .: Nedra, 1989. - S. 62-64), including the descent of the pipe string before slaughtering, pumping into the pipe string the calculated amount of acid solution, pumping squeezing fluid into the cavity of the pipe string and holding the acid to react (acid bath technology).
Недостатком способа является низкая эффективность так, как кислотной обработке подвергается лишь пристенный слой пласта, а нефтенасыщенная матрица пласта практически остается необработанной, особенно по глубине.The disadvantage of this method is its low efficiency, since only the near-wall layer of the formation is subjected to acid treatment, and the oil-saturated matrix of the formation practically remains untreated, especially in depth.
Также известен способ обработки продуктивного карбонатного пласта (Бурение и заканчивание скважин с горизонтальным стволом на трещиноватые карбонаты // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом / Перев. изд. журн. США. - 1989, 10. С. 11), включающий спуск колонны труб в скважину, установку башмака колонны в интервале обработки, закачку кислотного раствора по трубам и воздействие им на породу пласта.Also known is a method of treating a productive carbonate formation (Drilling and completion of horizontal boreholes for fractured carbonates // Oil, Gas, and Petrochemicals Abroad / Translated. Journal of the USA. - 1989, 10. P. 11), including the descent of a pipe string into the well, installing the shoe of the column in the processing interval, pumping the acid solution through the pipes and its effect on the formation rock.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, неравномерное кислотное воздействие на породу пласта в условиях открытого и относительно длинного ствола, при этом кислота активно реагирует с породой и обрабатывает лишь участок пласта, расположенный непосредственно у башмака колонны;- firstly, the uneven acid effect on the formation rock in an open and relatively long trunk, while the acid actively reacts with the rock and processes only the section of the formation located directly at the shoe of the column;
- во-вторых, кислотной обработке подвергаются интервалы пласта, а низкопроницаемые плотные нефтенасыщенные участки пласта остаются практически необработанными, а при случайном расположении нижнего конца колонны труб на этих участках кислотного воздействия в этих плотных породах явно недостаточно для вовлечения их в эксплуатацию.- secondly, formation intervals are subjected to acid treatment, and low-permeable dense oil-saturated sections of the formation remain almost untreated, and if the lower end of the pipe string is accidentally located in these sections of acid exposure in these dense rocks, it is clearly not enough to bring them into operation.
Наиболее близким по технической сущности к данному изобретению является способ обработки продуктивного карбонатного пласта (патент RU №2205950, МПК Е21В 43/27, опубл. 10.06.2003 г.), включающий выделение интервалов обработки вскрытого скважиной с открытым горизонтальным стволом в нефтенасыщенных породах карбонатного пласта, спуск в интервал обработки пласта колонны труб, оснащенной на конце заглушенной снизу гидромониторной насадкой с радиально расположенными под углами 90 или 120° по образующей соплами с отверстиями, закачку кислотного раствора по колонне труб и воздействие им на породу пласта, причем 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.The closest in technical essence to this invention is a method of processing a productive carbonate formation (patent RU No. 2205950, IPC ЕВВ 43/27, publ. 10.06.2003), including the allocation of intervals for treatment of an opened well with an open horizontal wellbore in oil-saturated rocks of the carbonate formation , descent into the processing interval of the formation of a string of pipes equipped with a hydromonitor nozzle at the end that is muffled from below with radially located angles of 90 or 120 ° along the generatric nozzles with holes; the pipe string and its effect on the formation rock, moreover, the acid is injected into the formation in portions in the hydromonitoring mode, alternating portions of acid with portions of a sand-water solution of a surfactant, which perform a hydro-sand spraying on the formation, and alternating acid hydro-monitor and hydro-sand effects alternately in the middle of each processing interval.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, низкая эффективность кислотных обработок интервалов карбонатного пласта вскрытого открытым стволом горизонтальной скважины, так как кислотное гидромониторное и гидропескоструйного воздействия осуществляют поочередно точечно только посредине каждого выделенного интервала обработки, а не по всей длине выделенного интервала обработки;- firstly, the low efficiency of acid treatments in the intervals of the carbonate formation opened by an open wellbore of a horizontal well, since acid hydromonitoring and hydro-sandblasting are performed alternately pointwise only in the middle of each selected treatment interval, and not along the entire length of the allocated treatment interval;
- во-вторых, низкая нефтеотдача карбонатного пласта после реализации способа, что связано с небольшой площадью охвата абразивно-струйным воздействием каждого плотного нефтенасыщенного интервала открытого горизонтального ствола скважины;- secondly, low oil recovery of the carbonate formation after the implementation of the method, which is associated with a small area covered by the abrasive-jet effect of each dense oil-saturated interval of an open horizontal wellbore;
- в-третьих, высокая вероятность возникновения аварии в скважине в связи с прихватом колонны труб ввиду того, что при реализации способа невозможно осуществить промывку ствола скважины через заглушенную снизу гидромониторную насадку как в процессе спуска колонны труб в скважину, так и после кислотной обработки пласта;- thirdly, a high probability of an accident in the well due to sticking of the pipe string due to the fact that when implementing the method it is impossible to flush the wellbore through a muffled bottom nozzle both during the descent of the pipe string into the well and after acid treatment of the formation;
- в-четвертых, продолжительный (длительный по времени) технологический процесс реализации способа, обусловленный тем, что необходимо обрабатывать по отдельности каждый выделенный интервал обработки открытого горизонтального ствола скважины.- fourthly, a long (time-consuming) technological process of implementing the method, due to the fact that it is necessary to individually process each selected processing interval of the open horizontal wellbore.
Технической задачей изобретения является повышение эффективности кислотных обработок интервалов карбонатного пласта вскрытого открытым стволом горизонтальной скважины, увеличение нефтеотдачи карбонатного пласта, исключение вероятности возникновения аварии в скважине, связанных с прихватом колонны труб при реализации способа, а также сокращение продолжительности технологического процесса реализации способа.An object of the invention is to increase the efficiency of acid treatments of the intervals of the carbonate formation opened by an open wellbore of a horizontal well, increase oil recovery of the carbonate formation, eliminate the likelihood of an accident in the well associated with sticking of the pipe string during the implementation of the method, and also reduce the duration of the technological process of the method.
Поставленная техническая задача решается способом обработки продуктивного карбонатного пласта, включающим выделение интервалов обработки вскрытого скважиной с открытым горизонтальным стволом в нефтенасыщенных породах карбонатного пласта, спуск в интервал обработки пласта колонны труб с гидромониторной насадкой с радиально расположенными под углом 120° по образующей соплами с отверстиями, закачку кислоты в интервалы обработки пласта по колонне насосно-компрессорных труб порциями в режиме гидромониторного воздействия, чередуя порции кислоты с порциями песчано-водного раствора поверхностно-активного вещества, которым выполняют гидропескоструйное воздействие на интервалы обработок пласта.The stated technical problem is solved by a method of processing a productive carbonate formation, including the allocation of treatment intervals for an open hole with an open horizontal wellbore in oil-saturated rocks of the carbonate formation, descent into the processing interval of the formation of a pipe string with a hydraulic nozzle with a nozzle with holes radially located at an angle of 120 °, injection acid in the intervals of treatment of the reservoir along the tubing string in batches in the mode of hydromonitor exposure, alternating portions and acid portions of sand and an aqueous solution of a surfactant, which operate on the hydraulic jet impact intervals formation treatments.
Новым является то, что после выделения интервалов обработки в нефтенасыщенных породах карбонатного пласта вскрытого скважиной с открытым горизонтальным стволом на устье скважины колонну труб оснащают снизу-вверх: сферической воронкой, гидромониторной насадкой с посадочным седлом под сбрасываемый в колонну труб с устья скважины вымываемый запорный элемент, патрубком-центратором, при открытой затрубной задвижке на устье скважины колонну труб с промывкой технологической жидкостью и вращением спускают в скважину, устанавливают гидромониторную насадку напротив начала ближайшего к забою открытого горизонтального ствола скважины интервала обработки, с устья скважины сбрасывают вымываемый запорный элемент в колонну труб и технологической жидкостью доводят его до посадочного седла гидромониторной насадки, далее вращают колонну труб с устья скважины и производят закачку порции кислоты по колонне труб в режиме кислотного гидромониторного воздействия с образованием поперечной плоскости, затем прекращают вращение колонны труб с устья скважины и закачку кислоты по колонне труб и перемещают колонну труб от забоя к устью скважины на один метр в интервале обработке и в режиме кислотного гидромониторного воздействия образуют следующую поперечную полость как описано выше, после чего технологический процесс с образованием поперечных полостей повторяют через каждый метр в зависимости от длины интервала обработки в открытом горизонтальном стволе скважины, начиная с вращения колонны труб с устья скважины и заканчивая перемещением колонны труб от забоя к устью скважины на один метр в пределах интервала обработки открытого горизонтального ствола скважины, по окончанию создания последней поперечной полости в интервале обработки открытого горизонтального ствола, закрывают затрубную задвижку на устье скважины, не прерывая вращение колонны труб с устья скважины, производят закачку по колонне труб песчано-водного раствора поверхностно-активного вещества в режиме гидропескоструйного воздействия на поперечную плоскость, прекращают вращение колонны труб с устья скважины и закачку песчано-водного раствора поверхностно-активного вещества по колонне труб, затем перемещают колонну труб от устью к забою скважины на один метр, и в режиме гидропескоструйного воздействия обрабатывают следующую поперечную полость как описано выше, после чего технологический процесс повторяют в зависимости от количества поперечных полостей в интервале обработки, начиная с вращения колонны труб с устья скважины и заканчивая перемещением колонны труб от устью к забою скважины на один метр в пределах интервала обработки открытого горизонтального ствола скважины, аналогичным образом производят гидромониторную кислотную и гидропескоструйное песчано-водное раствором поверхностно-активного вещества воздействия на все оставшиеся интервалы обработки открытого горизонтального ствола, вымывают запорный элемент и остатки песчаной смеси из открытого горизонтального ствола скважины закачкой технологической жидкости в затрубное пространство с одновременным вращением и перемещением колонны труб в открытом горизонтальном стволе скважины от устья к забою, при этом перед наращиванием колонны труб производят промывку открытого горизонтального ствола скважины в объеме одного цикла с трех кратной проработкой на длину одной трубы до достижения шаровой воронкой забоя открытого горизонтального ствола скважины, после чего колонну труб извлекают на поверхность.What is new is that after separating the processing intervals in oil-saturated rocks of the carbonate formation of an opened well with an open horizontal wellbore at the wellhead, the pipe string is equipped from the bottom up: a spherical funnel, a hydraulic nozzle with a seating saddle for a washable locking element discharged into the pipe string from the wellhead, with a centralizer, when the annular valve is open at the wellhead, the pipe string is flushed with the process fluid and rotated into the well, hydromo the nitric nozzle opposite the beginning of the treatment interval that is closest to the bottom of the horizontal wellbore, the leachable locking element is discharged from the wellhead into the pipe string and the process fluid is brought to the seat of the hydraulic nozzle, then the pipe string is rotated from the wellhead and the portion of acid is pumped into the pipe string in the mode of acid hydromonitor impact with the formation of a transverse plane, then stop the rotation of the pipe string from the wellhead and the acid injection through the columns not pipes and move the pipe string from the bottom to the wellhead by one meter in the treatment interval and in the acid hydromonitor mode, form the following transverse cavity as described above, after which the technological process with the formation of transverse cavities is repeated every meter depending on the length of the processing interval in open horizontal wellbore, starting from the rotation of the pipe string from the wellhead to the movement of the pipe string from the bottom to the wellhead by one meter within the interval After opening the last transverse cavity in the processing interval of the open horizontal well, the open horizontal wellbore closes the annular valve at the wellhead without interrupting the rotation of the pipe string from the wellhead, and injects a surfactant sand-water solution through the pipe string in the mode sandblasting on the transverse plane, stop the rotation of the pipe string from the wellhead and the injection of a sand-water solution of a surfactant at on the pipe, then move the pipe string from the wellhead to the bottom of the well by one meter, and in the hydro-sandblasting mode, process the next transverse cavity as described above, after which the process is repeated depending on the number of transverse cavities in the processing interval, starting from the rotation of the pipe string with wellhead and ending with the movement of the pipe string from the wellhead to the bottom of the well by one meter within the processing interval of the open horizontal wellbore, similarly produce An acidic and sandblasting sand-water solution of a surfactant acting on all remaining processing intervals of an open horizontal wellbore is washed off the shut-off element and the remains of the sand mixture from the open horizontal wellbore by pumping process fluid into the annulus while rotating and moving the pipe string in an open horizontal the wellbore from the mouth to the bottom, while before flushing the pipe string flushing open horizontal a single borehole in the volume of one cycle with three times working over the length of one pipe until the ball funnel reaches the bottom of the open horizontal wellbore, after which the pipe string is removed to the surface.
На фигуре 1-4 схематично изображен процесс реализации предлагаемого способа.The figure 1-4 schematically depicts the process of implementing the proposed method.
На фигуре 5 схематично изображено сечение А-А интервала обработки открытого горизонтального ствола скважины.Figure 5 schematically shows a section aa of the processing interval of an open horizontal wellbore.
Предлагаемый способ осуществляют в следующей последовательности.The proposed method is carried out in the following sequence.
Длина открытого горизонтального ствола 1 (см. фиг. 1) скважины вскрывшей продуктивный карбонатный пласт 2 составляет L=167 м (в интервале 1252-1419 м). Дебит нефти при этом 1,4-1,9 т/сут.The length of the open horizontal wellbore 1 (see Fig. 1) of the well that opened the
Проведением геофизических исследований выявили интервалы с высокой проницаемостью, сложенные трещиноватыми породами, и неработающие относительно плотные нефтенасыщенные прослои, которые были расположены в трех интервалах, начиная от забоя открытого горизонтального ствола 1 скважины, а именно это интервалы обработки 3′; 3″; 3″′, соответственно: 1407-1403 м, 1339-1334 м и 1285-1281 м.Geophysical studies revealed intervals with high permeability, composed of fractured rocks, and non-working relatively dense oil-saturated interlayers, which were located in three intervals, starting from the bottom of an open
После выделения интервалов обработки 3′; 3″; 3″ в нефтенасыщенных породах карбонатного пласта 2 на устье скважины колонну труб 4 (см. фиг. 2) оснащают снизу-вверх (на фиг. 2, 3, 4 показано справа налево): сферической воронкой 5, гидромониторной насадкой 6 с посадочным седлом 7 под сбрасываемый в колонну труб с устья скважины вымываемый запорный элемент 8 (см. фиг. 3), патрубком-центратором 9 (см. фиг. 2).After the allocation of
Вымываемый запорный элемент 8 выполнен в виде шара и изготовлен из материал, обеспечивающего подъем из колонны труб на поверхность в потоке жидкости, например из полиуретана.The
Гидромониторная насадка 6 оснащена радиально расположенными под углом 120° к образующей трех сопел 10 с отверстиями 11 диаметром, например 6 мм.The
При открытой затрубной задвижке (на фиг. 1-5 не показано) на устье скважины колонну труб 4 (см. фиг. 1 и 2) с промывкой технологической жидкостью, например плотностью 1080 кг/м3 и вращением, например с помощью бурового ротора марки Р-250, установленного на устье скважины с частотой вращения 20 об/мин спускают в скважину со скоростью 0,25 м/с и устанавливают гидромониторную насадку 6 напротив начала (1407 м) ближайшего к забою 12 (1419 м) открытого горизонтального ствола скважины интервала обработки 3′ длиной l=1407-1403 м.When the annular valve is open (not shown in Fig. 1-5) at the wellhead, a pipe string 4 (see Figs. 1 and 2) is flushed with a process fluid, for example, with a density of 1080 kg / m 3 and rotation, for example, with a brand drilling rotor A P-250 installed at the wellhead with a rotation speed of 20 rpm is lowered into the well at a speed of 0.25 m / s and a
С устья скважины сбрасывают вымываемый запорный элемент 8 в колонну труб 4 и технологической жидкостью доводят его до посадочного седла 7 (см. фиг. 3) гидромониторной насадки 6.From the wellhead, the
Далее вращают колонну труб 4 с устья скважины с частотой вращения 60 об/мин и при открытой затрубной задвижке на з с устье скважины агрегатом насосным АН-700 производят закачку порции кислоты, например 15% водного раствора соляной кислоты в объеме 1 м3, по колонне труб 4 в режиме кислотного гидромониторного воздействия через отверстия 11 сопел 10 гидромониторной насадки 6 с образованием поперечной плоскости 13′ в интервале 1407 м интервала обработки 3′.Next, the column of
Затем прекращают вращение колонны труб 4 с устья скважины и закачку кислоты по колонне труб 4. Перемещают колонну труб 4 от забоя 12 к устью скважины на один метр в интервале обработки 3′ и образуют следующую поперечную полость 13″.Then stop the rotation of the
Для этого вращают колонну труб 4 с устья скважины с частотой вращения 60 об/мин и при открытой затрубной задвижке на с устье скважины агрегатом насосным АН-700 производят закачку порции кислоты, например 15% водного раствора соляной кислоты в объеме 1 м3 по колонне труб 4 (см. фиг. 1, 3 и 5) в режиме кислотного гидромониторного воздействия через отверстия 11 сопел 10 гидромониторной насадки 6 с образованием поперечной плоскости 13″ в интервале 1406 м интервала обработки 3′. После чего технологический процесс с образованием поперечных полостей 13′″…13n повторяют через каждый метр, как описано выше в зависимости от длины интервала обработки 3′, начиная с вращения колонны труб 4 с устья скважины и заканчивая перемещением колонны труб 4 от забоя 12 к устью скважины на один метр в пределах интервала обработки 3′ открытого горизонтального ствола 2 скважины.To do this, rotate the
Например, закачкой кислоты в объеме по 1 м3 в режиме кислотного гидромониторного воздействия образуют еще две поперечные полости 13′″ и 13″″ в интервале 1405 и 1404 м соответственно интервала обработки 3′ открытого горизонтального ствола 1 скважины.For example, the injection of acid in a volume of 1 m 3 in the mode of acidic hydromonitor exposure forms two more
Таким образом, за счет большой кинетической энергии струи (скорость струи на выходе из отверстий 11 сопел 10 гидромониторной насадки 6 достигает скорости 150 м/с) приобретают режущие свойства, что позволяет получить в открытом горизонтальном стволе 1 в интервале обработки 3′ через каждый один метр получить поперечные полости 13′; 13″; 13′″; 13″″ (см. фиг. 1 и 5) с многократным увеличением площади фильтрации с достижением глубины обработки радиусом R=1,5-2 м.Thus, due to the high kinetic energy of the jet (the speed of the jet at the exit from the
Расстояние l=1 м между поперечными полостями 13′; 13″; 13′″; 13″″ получено опытным путем, так как при расстояние менее одного метра может произойти разрушение поперечных полостей 13′; 13″; 13′″; 13″″, а при расстоянии более одного метра снижается площадь фильтрации продукции пласта 2 в открытый горизонтальный ствол 1, что снижает эффективность реализации предлагаемого способа.The distance l = 1 m between the
По окончанию создания последней поперечной полости 13″″ в интервале обработки 3″″ открытого горизонтального ствола, закрывают задвижку на затрубье, не прерывая вращение колонны труб 4 с устья скважины, производят закачку по колонне труб песчано-водного раствора поверхностно-активного вещества в режиме гидропескоструйного воздействия на поперечную плоскость 13″″ в интервале 1404 м.Upon completion of the creation of the last
Например, при закрытой затрубной задвижке с устья скважины агрегатом насосным АН-700 по колонне труб 4 в режиме гидропескоструйного воздействия через отверстия 11 сопел 10 гидромониторной насадки 6 при давлении 16-18 МПа продавливают в поперечную полость 13″″ песчано-водный раствор поверхностно-активного вещества в объеме 0,75 м3. В качестве поверхностно-активного вещества применяют, например МЛ-81, а песчано-водный раствор поверхностно-активного вещества имеет следующую концентрацию: ПАВ МЛ-81 - 0,1%; песок мелкой фракции - 35-45 кг/м3, вода - 99,9%.For example, when the annular valve is closed from the wellhead by the pumping unit AN-700 along the
Затем прекращают вращение колонны труб 4 с устья скважины и закачку песчано-водного раствора поверхностно-активного вещества МЛ-81 по колонне труб 4. Перемещают колонну труб 4 от устья скважины к забою 12 на один метр в интервале обработки 3′ и воздействуют на следующую поперечную полость 13′″ в интервале 1405 м.Then the rotation of the
Для этого вращают колонну труб 4 с устья скважины с частотой вращения 60 об/мин и при закрытой затрубной задвижке с устье скважины агрегатом насосным АН-700 по колонне труб 4 в режиме гидропескоструйного воздействия через отверстия 11 сопел 10 гидромониторной насадки 6 при давлении 16-18 МПа продавили в поперечную полость 13″″ песчано-водный раствор поверхностно-активного вещества в объеме 0,75 м3.To do this, rotate the
После чего технологический процесс с гидропескоструйным воздействием на оставшиеся поперечные полости 13′″ и 13″″ повторяют через каждый метр, начиная с вращения колонны труб 4 с устья скважины и заканчивая перемещением колонны труб 4 от устья к забою 12 скважины на один метр в пределах интервала обработки 3′ открытого горизонтального ствола 1 скважины. Например, в режиме гидропескоструйного воздействия закачкой песчано-водного раствора поверхностно-активного вещества МЛ-81 в объеме по 0,75 м3 в каждый обрабатывают еще две поперечные полости 13″ и 13′ в интервале 1406 и 1407 м, соответственно, интервала обработки 3′ открытого горизонтального ствола 1 скважины.After that, the process with hydro-sanding action on the remaining
Аналогичным образом производят гидромониторную кислотную и гидропескоструйное песчано-водное раствором поверхностно-активного вещества воздействия на все оставшиеся интервалы обработки 3″ (1339-1334 м) и 3′″ (1407-1403 м) открытого горизонтального ствола 1 скважины с образованием поперечных полостей на фигуре 1 в интервалах обработки 3″ и 3′″ карбонатного пласта 2 показано условно.Similarly, a hydromonitor acid and sandblast sand-water solution of a surfactant is produced by exposing all remaining processing intervals to 3 ″ (1339-1334 m) and 3 ″ (1407-1403 m) of an open
Повышается эффективность кислотных обработок интервалов карбонатного пласта вскрытого открытым стволом горизонтальной скважины, так как кислотное гидромониторное и гидропескоструйного воздействия осуществляют по всей длине каждого выделенного интервала обработки, а наличия патрубка-центратора 9 и шаровой воронки 5 позволяют разместить гидромониторную насадку 6 симметрично оси открытого горизонтального ствола 1 скважины и воздействовать струями жидкости перпендикулярно открытому горизонтальному стволу 1 скважины.The efficiency of acid treatments of the intervals of the carbonate formation opened by an open wellbore of a horizontal well is increased, since acid hydro-monitor and hydro-sand blasting is carried out along the entire length of each selected treatment interval, and the presence of a
В итоге в 3-4 раза, т.е. до 4,2-7,6 т/сут увеличивается нефтеотдача (дебит) карбонатного пласта после реализации способа, что связано со значительным увеличением площади охвата абразивно-струйным воздействием каждого плотного нефтенасыщенного интервала обработки 3′; 3″; 3″′ карбонатного пласта 2 вскрытого открытым горизонтальным стволом 1 скважины.As a result, 3-4 times, i.e. up to 4.2-7.6 t / day, the oil recovery (flow rate) of the carbonate formation increases after the implementation of the method, which is associated with a significant increase in the area covered by the abrasive-jet action of each dense oil-saturated
Сокращается продолжительность обработки пласта так, как все интервалы обработок 3′; 3″; 3′″ карбонатного пласта 2 вскрытого открытым горизонтальным стволом 1 скважины подвергаются гидромониторному и гидропескоструйному воздействию поочередно за один двойной ход колонны труб 4 в открытом горизонтальном стволе 1 скважины (от забоя 12 открытого горизонтального ствола 1 к устью и обратно).The formation treatment time is reduced as all treatment intervals are 3 ′; 3 ″; 3 ″
Вымывают запорный элемент 8 из колонны труб 4 и остатки песчаной смеси из открытого горизонтального ствола 1 скважины закачкой технологической жидкости, плотностью 1080 кг/м3 в затрубное пространство 14 с одновременным вращением буровым ротором колонны труб 4 и ее перемещением в открытом горизонтальном стволе 1 скважины от устья 12 к забою. Перед наращиванием колонны труб 4 производят промывку открытого горизонтального ствола 1 закачкой технологической жидкости в затрубное пространство через сферическую воронку 5 и подъемом по колонне труб 4 в объеме 1 цикла с трех кратной проработкой на длину одной трубы до достижения гидромониторной насадкой 6 забоя 16 (см. фиг. 1 и 4) открытого горизонтального ствола 1 скважины.The locking
Например, от начала открытого ствола в интервале 1252 м и до конца открытого ствола (забоя) скважины в интервале 1419 м, т.е. на протяжении 167 м применяют колонну бурильных труб марки ТБПН 73·9,19, например длиной по 10 м в количестве 16 штук и одного патрубка длиной 7 м.For example, from the beginning of an open hole in the interval of 1252 m to the end of the open hole (bottom) of the well in the interval of 1419 m, i.e. for 167 m, a drill pipe string of the TBPN 73 · 9.19 grade is used, for example, 10 m long in the amount of 16 pieces and one nozzle 7 m long.
Перед каждым наращиванием колонны бурильных труб 4 производят промывку открытого горизонтального ствола скважины закачкой технологической жидкости в затрубное пространство 14 и подъемом технологической жидкости по колонне труб 4 через сферическую воронку 5 на устье скважины в объеме одного цикла с трех кратной проработкой в местах затяжек и посадок с расхаживанием компоновки на длину наращиваемой бурильной трубы, т.е. на длину 10 м. Один цикл промывки равен одному объему внутреннего пространства колонны бурильных труб ТБПН 73·9,19, начиная с длины: L=1252 м.Before each extension of the
Получаем объем: V1=(3,14·d2/4)·L=3,14·(0,073-(,00919 м·2))2/4·1252 м=2,95 м3.Obtain volume: V 1 = (3,14 · d 2/4) · L = 3,14 · (0,073 - (, 00919 · m 2)) 2/4 · 1252 m = 2.95 m 3.
Таким образом, перед каждым наращиванием колонны труб 4 производят промывку в объеме одного цикла, начиная с объема V1=2,95 м3 (в интервале 1252 м) и далее с каждым наращиванием бурильной колонны труб на 10 м доводят объем промывки в одном цикле до объема V2=3,35 м3 в интервале 1419 м).Thus, before each extension of the
Промывка скважины в процессе спуска в нее колонны труб 4 (см. фиг. 2 и 4), а также после обработки интервалов открытого горизонтального ствола 1 пласта 2 позволяет исключить заклинивание, зацепы, прихваты колонны труб 4 в открытом горизонтальном стволе 1 скважины и, как следствие, исключается возникновение аварийной ситуации в скважине. После чего извлекают колонну труб 4 на поверхность.Flushing the well during the descent of the
Предлагаемый способ обработки продуктивного карбонатного пласта позволяет:The proposed method of processing a productive carbonate formation allows you to:
- повысить эффективность кислотных обработок интервалов карбонатного пласта вскрытого открытым стволом горизонтальной скважины;- to increase the efficiency of acid treatments of the intervals of the carbonate formation opened by an open wellbore of a horizontal well;
- увеличить нефтеотдачу (дебит) карбонатного пласта;- increase oil recovery (flow rate) of the carbonate formation;
- исключить вероятность возникновения аварии в скважине, связанных с прихватом колонны труб;- eliminate the likelihood of an accident in the well associated with sticking pipe string;
- сократить продолжительности обработки пласта.- reduce the duration of the processing of the reservoir.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014140551/03A RU2565293C1 (en) | 2014-10-07 | 2014-10-07 | Method of treatment of production carbonate reservoir |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014140551/03A RU2565293C1 (en) | 2014-10-07 | 2014-10-07 | Method of treatment of production carbonate reservoir |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2565293C1 true RU2565293C1 (en) | 2015-10-20 |
Family
ID=54327141
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014140551/03A RU2565293C1 (en) | 2014-10-07 | 2014-10-07 | Method of treatment of production carbonate reservoir |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2565293C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2740505C1 (en) * | 2020-08-10 | 2021-01-14 | Общество с ограниченной ответственностью Сервисная Компания "Карат" | Acid treatment method of open horizontal shaft of wells |
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 |
| RU2182651C1 (en) * | 2001-06-13 | 2002-05-20 | Нефтегазодобывающее управление "Лениногорскнефть" | Process of completion of well |
| RU2205950C1 (en) * | 2001-10-04 | 2003-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of treatment of producing carbonate formation |
| RU2318999C1 (en) * | 2007-03-01 | 2008-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for horizontal well bottom zone interval treatment |
| RU2425960C1 (en) * | 2010-08-26 | 2011-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of bottom-hole zone |
| RU2490442C1 (en) * | 2012-10-04 | 2013-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for well completion |
-
2014
- 2014-10-07 RU RU2014140551/03A patent/RU2565293C1/en 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 |
| RU2182651C1 (en) * | 2001-06-13 | 2002-05-20 | Нефтегазодобывающее управление "Лениногорскнефть" | Process of completion of well |
| RU2205950C1 (en) * | 2001-10-04 | 2003-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of treatment of producing carbonate formation |
| RU2318999C1 (en) * | 2007-03-01 | 2008-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for horizontal well bottom zone interval treatment |
| RU2425960C1 (en) * | 2010-08-26 | 2011-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of bottom-hole zone |
| RU2490442C1 (en) * | 2012-10-04 | 2013-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for well completion |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| УМЕТБАЕВ В. Г. Геолого-технические мероприятия при эксплуатации скважин, Москва, "Недра", 1989, с. 62-64. ЛОГИНОВ Б. Г. и др. Руководство по кислотным обработкам скважин, Москва, "Недра", 1966, с. 19, 20 * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2740505C1 (en) * | 2020-08-10 | 2021-01-14 | Общество с ограниченной ответственностью Сервисная Компания "Карат" | Acid treatment method of open horizontal shaft of wells |
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 | |
| RU2490442C1 (en) | Method for well completion | |
| CN102979497A (en) | Device and method for immovable-string type packer-free sliding-sleeve hydraulic-jet pulsed acid fracturing | |
| RU2512216C1 (en) | Treatment method of bottomhole zone | |
| RU2537719C1 (en) | Method of multiple hydrofracturing of formation in open hole of horizontal well | |
| RU2612061C1 (en) | Recovery method of shale carbonate oil field | |
| RU2539469C1 (en) | Method for multiple formation hydraulic fracturing in horizontal well shaft | |
| CN102953719A (en) | Drag type packer-less hydraulic jet pulsating acid fracturing device and method | |
| RU2312212C1 (en) | Development method for oil field with carbonate reservoir | |
| RU2601881C1 (en) | Method of layer multiple hydraulic fracturing in inclined borehole | |
| RU2311528C2 (en) | Method for hydraulic reservoir fracturing | |
| RU2655309C1 (en) | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well | |
| RU2652412C1 (en) | Method of acidizing bottomhole formation zone with carbonate reservoir | |
| RU2565617C1 (en) | Method of development of sandwich-type oil pool using hydraulic fracturing | |
| RU2448240C1 (en) | Development method of oil deposits in carbonate reservoirs with water-oil zones | |
| RU2570159C1 (en) | Procedure for treatment of payable carbonate bed | |
| RU2312972C2 (en) | Method and device for fluid-containing reservoir isolation | |
| RU2565293C1 (en) | Method of treatment of production carbonate reservoir | |
| RU2581589C1 (en) | Method for development of multi-hole branched horizontal well | |
| RU2579042C1 (en) | Method for acid treatment of carbonate formation | |
| RU2703093C2 (en) | Treatment method of borehole zone of low-permeable bed and device for its implementation | |
| RU2531985C1 (en) | Processing of flooded horizontal well working of carbonate fractured porous reservoir | |
| RU2740505C1 (en) | Acid treatment method of open horizontal shaft of wells | |
| RU2566883C1 (en) | Method of hydraulic treatment of coal bed |