RU2593281C1 - Well completion method, exposing productive formation, located in isolation from water-bearing formation - Google Patents
Well completion method, exposing productive formation, located in isolation from water-bearing formation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2593281C1 RU2593281C1 RU2015117247/03A RU2015117247A RU2593281C1 RU 2593281 C1 RU2593281 C1 RU 2593281C1 RU 2015117247/03 A RU2015117247/03 A RU 2015117247/03A RU 2015117247 A RU2015117247 A RU 2015117247A RU 2593281 C1 RU2593281 C1 RU 2593281C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- acid solution
- horizontal
- tubing string
- flexible
- Prior art date
Links
Landscapes
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов, вскрытых скважинами с открытыми горизонтальными стволами, расположенными изолированно от водоносного пласта.The invention relates to the oil industry and may find application in the intensification of oil production from productive carbonate formations, opened by wells with open horizontal shafts located isolated from the aquifer.
Известен 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, опубл. 20.08.2013).There is a known method of well completion in which an acid solution is injected into a horizontal open wellbore in a hydromonitoring mode, the hydromonitoring effect is carried out by means of a nozzle placed at the end of a flexible sleeveless pipe. The nozzle is placed on the bottom of the wellbore. The acid solution is pumped by circulation with the wellhead; simultaneously with the circulation of the acid solution, a flexible sleeveless pipe is lifted from the well with a speed not exceeding the rate of filling the wellbore with an acid solution. After filling the horizontal well with an acid solution, the acid solution is pushed into the formation with a stepwise increase in pressure and exposure at each stage. The flexible sleeveless pipe with the nozzle for the bottom of the well is lowered again and the operations of filling the wellbore with an acid solution and forcing are repeated. Carry out technological exposure for the reaction of the acid solution with the rock. A flexible sleeveless pipe is raised to the inert gas pumping interval, the inert gas is pumped, and the level recovery curve is taken. The wells are cycled killing in the “water injection - holding - oil bleeding” mode until the oil is completely bled, the downhole pump is lowered and the well is put into operation (RF Patent No. 2490442, published on 08/20/2013).
Недостатком способа является то, что при кислотной обработке кислота реагирует с породой неравномерно по длине горизонтального ствола.The disadvantage of this method is that during acid treatment, the acid reacts with the rock unevenly along the length of the horizontal trunk.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является 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, согласно изобретению, 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 колонны 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 ПАВ в пласт, проводят технологическую выдержку до всплытия нефти в скважину, затем по затрубному пространству производят продавку раствора кислоты, проводят технологическую выдержку 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 НКТ, после освоения скважины проводят геофизические исследования горизонтального ствола на гибкой трубе методами термометрии и дебитометрии, после получения результатов исследования выявляют «неработающие» интервалы и сопоставляя геофизический материал с данными окончательного каротажа, определяют «неработающие» интервалы горизонтального ствола, имеющие высокие фильтрационно-емкостные свойства, спуском гибкой безмуфтовой трубы устанавливают гидромониторную насадку в данных интервалах горизонтального ствола, упирают конец гидромониторной насадки в стенку горизонтального ствола и осуществляют циркуляцию раствора кислоты через гибкую безмуфтовую трубу, гидромониторную насадку и колонну НКТ до образования в породе углубления (канала) и увеличения площади поверхности интервала воздействия, затем по затрубному пространству производят продавку раствора кислоты, проводят технологическую выдержку для реакции раствора кислоты с породой, поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой, а прокачку инертного газа проводят по затрубному пространству с отбором жидкости по НКТ (патент РФ №2541986, опубл. 20.02.2015 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of completing a well, comprising pumping an acid solution by circulation with the wellhead by means of a nozzle placed at the end of a flexible sleeveless pipe, while circulating the acid solution, lifting a flexible sleeveless pipe from a well at a speed not exceeding the filling rate the wellbore with an acid solution, after filling the horizontal wellbore with an acid solution, pushing the acid solution into the formation with a stepwise by raising the pressure and holding at each stage, carrying out technological exposure for the reaction of the acid solution with the rock, pumping inert gas, fixing the level recovery curve, killing the well and developing the well, according to the invention, the tubing string is lowered into the well of the shoe of the production string first - tubing with start-up couplings and with a funnel at the end, a flexible sleeveless pipe with a hydraulic nozzle is lowered inside the tubing string, before the acid is sold into the reservoir horizon when the annulus is open, annular space is filled through a flexible sleeveless pipe with an aqueous solution of a surfactant — surfactant; when the annulus is closed, surfactant is pushed into the formation, technological exposure is maintained until oil floats into the well, then acid solution is pushed through the annulus, technological exposure for the reaction of the acid solution with the rock, the wellbore is washed, a flexible sleeveless pipe with a hydraulic nozzle is lifted from the well, and inert gas is pumped through the annulus with fluid withdrawal from the tubing string, after completion of the well, geophysical studies of the horizontal wellbore on a flexible pipe are carried out using the methods of thermometry and debitometry, after obtaining the results of the study, “non-working” intervals are identified and comparing the geophysical material with the final logging data, determine “ idle "horizontal trunk intervals having high filtration-capacitive properties, set the flexible coupling sleeve by lowering a hydromonitor nozzle at given intervals of the horizontal wellbore, abut the end of the hydromonitor nozzle in the wall of the horizontal wellbore and circulate the acid solution through a flexible sleeveless pipe, the hydromonitor nozzle and tubing string until a recess (channel) forms in the rock and the surface of the exposure interval increases, then along the annulus they sell acid solution, hold technological exposure for the reaction of acid solution with rock, lift flexible couplings from the well th tube with a jetting nozzle, and pumping the inert gas is conducted from the annulus tubing at extraction fluid (RF patent №2541986, publ. 02/20/2015 - prototype).
При реализации известного способа обеспечивается равномерность кислотного воздействия по длине горизонтального ствола, однако при этом не возникает гидродинамическая связь с пропластками, не охваченными кислотным воздействием.When implementing the known method, the uniformity of the acid effect is ensured along the length of the horizontal wellbore, however, there is no hydrodynamic connection with the interlayers not covered by the acid effect.
В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности кислотной обработки скважины за счет создания гидродинамической связи с пропластками, не охваченных кислотным воздействием.The proposed invention solves the problem of increasing the efficiency of acid treatment of the well by creating a hydrodynamic connection with the interlayers not covered by acid exposure.
Задача решается способом заканчивания скважины, характеризующимся тем, что выбирают продуктивный пласт, расположенный изолированно от водонасыщенного пласта, вскрывают его горизонтальной скважиной вдали от водонасыщенного пласта - на расстоянии более 5 м от этого пласта, спускают колонну НКТ с пусковыми муфтами и с воронкой на конце, размещают воронку в интервале башмака эксплуатационной колонны, спускают гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой на конце внутри колонны НКТ, вводят гидромониторную насадку в горизонтальный необсаженный ствол скважины и размещают на забое скважины, при открытой межтрубной задвижке на устье скважины, раствор кислоты, который выбирают в объеме, равном объему затрубного пространства скважины, при открытой затрубной задвижке по безмуфтовой трубе заполняют горизонтальный ствол скважины водным раствором ПАВ, закрывают затрубную задвижку и продавливают водный раствор ПАВ по безмуфтовой трубе в продуктивный пласт, закрывают задвижку на трубном пространстве гибкой безмуфтовой трубы, при закрытом межтрубном и трубном пространстве по затрубному пространству продавливают раствор кислоты, находящийся в стволе скважины, с расходом, обеспечивающим эффект гидромониторного «резания» породы, со ступенчатым подъемом давления и технологической выдержкой на каждой ступени, при этом давление от ступени к ступени поднимают от 3 до 6 МПа, технологическую выдержку на каждой ступени проводят до снижения давления до 2 МПа, промывают ствол скважины, поднимают гибкую безмуфтовую трубу из скважины, прокачивают инертный газ по затрубному пространству с отбором жидкости по колонне НКТ, закачивают в скважину жидкость тушения, осваивают скважину, проводят геофизические исследования горизонтального ствола на гибкой трубе, выявляют «неработающие» интервалы горизонтального ствола, имеющие высокие фильтрационно-емкостные свойства, спуском гибкой безмуфтовой трубы устанавливают гидромониторную насадку в данных интервалах горизонтального ствола, направляют гидромониторную насадку под углом к оси горизонтального ствола с упором конца гидромониторной насадки в стенку горизонтального ствола, осуществляют циркуляцию раствора кислоты через гибкую безмуфтовую трубу, гидромониторную насадку и колонну НКТ с созданием расхода, обеспечивающего эффект гидромониторного «резания» породы, до образования в породе углубления или канала и увеличения площади поверхности интервала воздействия, по затрубному пространству продавливают раствор кислоты в пласт, проводят технологическую выдержку для реакции раствора кислоты с породой, поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой, прокачивают инертный газ по затрубному пространству с отбором жидкости по колонне НКТ, замеряют скорость подъема уровня жидкости в скважине, заполняют скважину жидкостью глушения, поднимают из скважины колонну НКТ с пусковыми муфтами и воронкой на конце, спускают глубинно-насосное оборудование и запускают скважину в работу.The problem is solved by the method of well completion, characterized in that a productive formation is selected that is isolated from the water-saturated formation, it is opened with a horizontal well away from the water-saturated formation - at a distance of more than 5 m from this formation, a tubing string with start-up couplings and a funnel at the end is lowered, place a funnel in the interval of the shoe of the production string, lower the flexible sleeveless pipe with a hydraulic nozzle at the end inside the tubing string, introduce a hydraulic monitor nozzle into a horizontal cased wellbore and placed at the bottom of the well, with an open annular valve at the wellhead, an acid solution that is chosen in an amount equal to the volume of the annulus of the well, with an open annular valve through a sleeveless pipe, fill the horizontal wellbore with an aqueous surfactant solution, close the annular valve and push the surfactant aqueous solution through the sleeveless pipe into the reservoir, close the valve on the pipe space of the flexible sleeveless pipe, with the annulus and pipe space closed an acid solution is pushed through the annulus located in the wellbore with a flow rate that provides the effect of hydromonitor “cutting” of the rock, with a stepwise increase in pressure and technological exposure at each stage, while the pressure from stage to stage is raised from 3 to 6 MPa, technological exposure at each stage, it is carried out until the pressure drops to 2 MPa, the wellbore is washed, a flexible sleeveless pipe is lifted from the well, inert gas is pumped through the annulus with fluid withdrawal through column N CT, pump out the quenching fluid, drill the well, conduct geophysical studies of the horizontal wellbore on a flexible pipe, identify “idle” horizontal wellbore intervals that have high filtration-capacitive properties, install a hydraulic monitor nozzle in these horizontal horizontal wellbore sections by releasing a flexible sleeveless pipe, direct the hydraulic monitor the nozzle at an angle to the axis of the horizontal barrel with the stop of the end of the hydraulic nozzle in the wall of the horizontal barrel, circulate acid solution through a flexible sleeveless pipe, a hydraulic monitor nozzle and a tubing string with the creation of a flow rate that provides the effect of a hydromonitor “cutting” of the rock, until a recess or channel forms in the rock and the surface area of the exposure interval is increased, the acid solution is pushed through the annulus, technological exposure is carried out for the reaction of the acid solution with the rock, a flexible sleeveless pipe with a hydraulic nozzle is lifted from the well, an inert gas is pumped through the annulus with fluid sampling along the tubing string, measure the rate of rise of the fluid level in the well, fill the well with kill fluid, lift the tubing string from the well with start-up couplings and a funnel at the end, lower the downhole pumping equipment and put the well into operation.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
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 в процессе обработки не достигается гидродинамическая связь с пропластками, не охваченными кислотным воздействием.In connection with the active development of the drilling of horizontal wells of various designs and their lengths to increase their efficiency, today there is a need to improve the technology of acid treatment of horizontal wells. One of the reasons for the low efficiency of the production of treatments in horizontal boreholes using traditional technology is that during the processing the hydrodynamic connection with interlayers not covered by acid exposure is not achieved.
В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности кислотной обработки скважины за счет создания гидродинамической связи с пропластками, не охваченных кислотным воздействием. Задача решается следующим образом.The proposed invention solves the problem of increasing the efficiency of acid treatment of the well by creating a hydrodynamic connection with the interlayers not covered by acid exposure. The problem is solved as follows.
Работы проводят в скважине, вскрывшей продуктивный пласт, расположенный изолированно от водоносного пласта, например вдали от водонасыщенного пласта, т.е. находящийся на расстоянии более 5 м от водонасыщенного пласта. В скважину спускают колонну НКТ с пусковыми муфтами и с воронкой на конце. Воронку размещают в интервале башмака эксплуатационной колонны. Внутри колонны НКТ 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. Объем раствора кислоты выбирают равным объему затрубного пространства скважины. Одновременно с подачей раствора кислоты перемещают по горизонтальному стволу скважины гибкую безмуфтовую трубу. При необходимости аналогичным способом повторяют кислотно-гидромониторное воздействие на пласт (до 2-3 раз).Work is carried out in a well that has uncovered a reservoir located in isolation from the aquifer, for example away from the water-saturated reservoir, i.e. located at a distance of more than 5 m from the water-saturated formation. A tubing string with start-up couplings and a funnel at the end is lowered into the well. The funnel is placed in the interval of the shoe casing. A flexible sleeveless pipe with a hydraulic nozzle at the end is lowered inside the tubing string. The hydraulic monitor nozzle is brought into a horizontal uncased wellbore and placed on the bottom of the well. With an open annular valve at the wellhead, an acid solution is pumped to create a flow rate that provides the effect of "cutting" the rock. The volume of the acid solution is chosen equal to the volume of the annulus of the well. Simultaneously with the supply of the acid solution, a flexible sleeveless pipe is moved along the horizontal wellbore. If necessary, the acid-hydromonitor impact on the formation is repeated in a similar way (up to 2-3 times).
Межтрубное пространство представляет собой пространство между гибкой безмуфтовой трубой и колонной НКТ. Затрубное пространство представляет собой пространство между колонной НКТ и эксплуатационной колонной скважины. Трубное пространство представляет собой пространство гибкой безмуфтовой трубы в скважине.The annulus is the space between the flexible sleeveless pipe and the tubing string. The annulus is the space between the tubing string and the production well string. The pipe space is the space of a flexible sleeveless pipe in the well.
Гидромониторную насадку снова размещают на забое скважины, при открытой затрубной задвижке по безмуфтовой трубе заполняют горизонтальный ствол скважины водным раствором ПАВ. Закрывают затрубную задвижку и продавливают водный раствор ПАВ по безмуфтовой трубе в пласт.The hydraulic monitor nozzle is again placed on the bottom of the well, with an open annular valve through a sleeveless pipe, the horizontal wellbore is filled with an aqueous surfactant solution. Close the annular valve and push the aqueous surfactant solution through the sleeveless pipe into the reservoir.
В качестве ПАВ 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.As a surfactant, an aqueous solution of a concentration sufficient to wash the oil from the rock is used. As a rule, this concentration is 0.1% or more. As a surfactant, any one capable of washing off oil is used, for example, ML-81B, ML-72, OP-7, etc.
Закрывают задвижку на трубном пространстве, т.е. на гибкой безмуфтовой трубе. 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. При продавке раствора кислоты, находящегося в стволе скважины, в пласт продавку производят со ступенчатым подъемом давления и технологической выдержкой на каждой ступени. Подъем давления производят с возрастанием давления от ступени к ступени от 3 до 6 МПа, проводят технологическую выдержку на каждой ступени до снижения давления до 2 МПа.Close the valve on the pipe space, i.e. on a flexible sleeveless pipe. With a closed annulus and tube space through the annulus, the acid solution in the wellbore is forced into the formation. The acid solution is pushed into the formation with a stepwise increase in pressure and exposure at each stage. When pushing an acid solution located in the wellbore into the formation, the pushing is performed with a stepwise increase in pressure and technological exposure at each stage. The pressure rise is carried out with increasing pressure from a stage to a stage from 3 to 6 MPa, technological exposure at each stage is carried out until the pressure drops to 2 MPa.
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.Spend technological exposure for the reaction of the acid solution with the rock mainly within 2-4 hours. The wellbore is flushed, a flexible sleeveless pipe is lifted from the well.
Производят прокачку инертного газа по затрубному пространству с отбором жидкости по колонне НКТ. Закачивают в скважину жидкость глушения. После освоения скважины проводят геофизические исследования горизонтального ствола на гибкой трубе методами термометрии и дебитометрии. После получения результатов исследования выявляют «неработающие» интервалы и сопоставляя геофизический материал с данными окончательного каротажа, определяют «неработающие» интервалы горизонтального ствола, имеющие высокие фильтрационно-емкостные свойства. Спуском гибкой безмуфтовой трубы устанавливают гидромониторную насадку в данных интервалах горизонтального ствола, направляют гидромониторную насадку под углом к оси горизонтального ствола, т.е. упирают конец гидромониторной насадки в стенку горизонтального ствола, и осуществляют циркуляцию раствора кислоты через гибкую безмуфтовую трубу, гидромониторную насадку и колонну НКТ до образования в породе углубления или канала и увеличения площади поверхности интервала воздействия.Inert gas is pumped through the annulus with fluid withdrawal along the tubing string. Killing fluid is pumped into the well. After well development, geophysical studies of a horizontal wellbore on a flexible pipe are carried out using methods of thermometry and debitometry. After obtaining the results of the study, “non-working” intervals are identified and comparing the geophysical material with the data of the final logging, “non-working” intervals of the horizontal well with high filtration-capacitive properties are determined. By lowering the flexible sleeveless pipe, a hydraulic monitor nozzle is installed in these intervals of the horizontal trunk, a hydraulic monitor nozzle is directed at an angle to the axis of the horizontal trunk, i.e. abut the end of the nozzle against the horizontal wall of the barrel, and circulate the acid solution through a flexible sleeveless pipe, the nozzle and the tubing string to form a recess or channel in the rock and increase the surface area of the exposure interval.
Затем по затрубному пространству производят продавку раствора кислоты в пласт со ступенчатым подъемом давления и выдержкой на каждой ступени. Подъем давления производят с возрастанием давления от ступени к ступени от 3 до 6 МПа, проводят технологическую выдержку на каждой ступени до снижения давления до 2 МПа. Проводят технологическую выдержку 2-4 часа для реакции раствора кислоты с породой и поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой. Освоение скважины проводят прокачкой инертного газа по затрубному пространству с отбором жидкости по колонне НКТ.Then, annular acid is pushed through the annulus into the formation with a stepwise increase in pressure and exposure at each stage. The pressure rise is carried out with increasing pressure from a stage to a stage from 3 to 6 MPa, technological exposure at each stage is carried out until the pressure drops to 2 MPa. The process is held for 2-4 hours for the reaction of the acid solution with the rock and a flexible sleeveless pipe with a hydraulic nozzle is lifted from the well. Well development is carried out by pumping inert gas through the annulus with the selection of fluid along the tubing string.
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 т.о. кривую восстановления уровня. Заполняют скважину жидкостью глушения. Поднимают из скважины колонну НКТ с пусковыми муфтами и воронкой на конце. Спускают глубинно-насосное оборудование и запускают скважину в работу.To develop a well with an open gate valve, an inert gas, for example nitrogen, is pumped into the annulus of the well, reduce the pressure in the well and measure the rate of rise of the liquid level in the well, remove so level recovery curve. Fill the well with a kill fluid. A tubing string is raised from the well with start-up couplings and a funnel at the end. Lowering the pumping equipment and launch the well into operation.
В результате удается повысить дебит скважины за счет создания гидродинамической связи с пропластками, не охваченными кислотным воздействием.As a result, it is possible to increase the flow rate of the well by creating a hydrodynamic connection with interlayers not covered by acid exposure.
Пример конкретного выполненияConcrete example
Проводят работы на нефтедобывающей скважине с горизонтальным стволом длиной 200 на глубине 1432 м. Диаметр ствола горизонтального ствола составляет 144 мм. Скважина заполнена жидкостью глушения. Башмак 114 мм эксплуатационной колонны находится на глубине 1232 м. Ниже подошвы продуктивного пласта на 5 м расположен водонасыщенный пласт.Work is being carried out on an oil producing well with a horizontal wellbore 200 in length at a depth of 1,432 m. The diameter of the horizontal wellbore is 144 mm. The well is filled with a kill fluid. The 114 mm shoe of the production casing is located at a depth of 1232 m. A water-saturated formation is located 5 m below the bottom of the productive formation.
В скважину спускают колонну НКТ с пусковыми муфтами и с воронкой на конце. Воронку размещают в интервале башмака эксплуатационной колонны. Гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой спускают внутри колонны НКТ.A tubing string with start-up couplings and a funnel at the end is lowered into the well. The funnel is placed in the interval of the shoe casing. A flexible sleeveless pipe with a hydraulic nozzle is lowered inside the tubing string.
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. Объем раствора кислоты выбирают равным объему затрубного пространства скважины, т.е. равным 4,4 м3. Одновременно с подачей раствора кислоты перемещают по горизонтальному стволу гибкую безмуфтовую трубу. При открытой затрубной задвижке 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 ПАВ в пласт. По затрубному пространству производят продавку раствора кислоты в пласт со ступенчатым подъемом давления и выдержкой на каждой ступени в следующем режиме: 3 МПа - 15 минут до снижения давления до 2 МПа, 3 МПа - 15 минут до снижения давления до 2 МПа, 4 МПа - 20 минут до снижения давления до 2 МПа, 5 МПа - 25 минут до снижения давления до 2 МПа, 6 МПа - 30 минут до снижения давления до 2 МПа. Проводят технологическую выдержку 3 часа для реакции раствора кислоты с породой.A flexible, sleeveless pipe 38 mm in diameter with a jet nozzle at the end is lowered into a horizontal open-cased wellbore. The nozzle is placed on the bottom of the wellbore. With an open annular valve at the wellhead, a 15% hydrochloric acid solution is circulated with the wellhead. The volume of the acid solution is chosen equal to the volume of the annulus of the well, i.e. equal to 4.4 m 3 . Simultaneously with the supply of the acid solution, a flexible sleeveless pipe is moved along the horizontal shaft. With the annular valve open, the horizontal wellbore is filled through a flexible sleeveless pipe with an aqueous solution of a surfactant — 0.1% aqueous solution of ML-81B. With a closed annular valve through a flexible sleeveless pipe, an aqueous surfactant solution is forced into the reservoir. Acid annulus is injected with an acid solution into the formation with a stepwise increase in pressure and holding at each stage in the following mode: 3 MPa - 15 minutes until the pressure drops to 2 MPa, 3 MPa - 15 minutes until the pressure drops to 2 MPa, 4 MPa - 20 minutes to reduce the pressure to 2 MPa, 5 MPa - 25 minutes to reduce the pressure to 2 MPa, 6 MPa - 30 minutes to reduce the pressure to 2 MPa. Spend technological exposure 3 hours for the reaction of the acid solution with the rock.
Промывают скважину. Производят прокачку инертного газа по затрубному пространству с отбором жидкости по колонне НКТ. Закачивают в скважину жидкость глушения. После освоения скважины проводят геофизические исследования горизонтального ствола на гибкой трубе методами термометрии и дебитометрии. После получения результатов исследования выявляют «неработающие» интервалы и сопоставляя геофизический материал с данными окончательного каротажа, определяют «неработающие» интервалы горизонтального ствола, имеющие высокие фильтрационно-емкостные свойства. Данный интервал находится на расстоянии от устья в пределах 1311-1318 метров.Washed well. Inert gas is pumped through the annulus with fluid withdrawal along the tubing string. Killing fluid is pumped into the well. After well development, geophysical studies of a horizontal wellbore on a flexible pipe are carried out using methods of thermometry and debitometry. After obtaining the results of the study, “non-working” intervals are identified and comparing the geophysical material with the data of the final logging, “non-working” intervals of the horizontal well with high filtration-capacitive properties are determined. This interval is located at a distance from the mouth within 1311-1318 meters.
Спуском гибкой безмуфтовой трубы устанавливают гидромониторную насадку в данных интервалах горизонтального ствола, направляют гидромониторную насадку под углом к оси горизонтального ствола, т.е. упирают конец гидромониторной насадки в стенку горизонтального ствола, и осуществляют циркуляцию раствора кислоты через гибкую безмуфтовую трубу, гидромониторную насадку и колонну НКТ в течение 0,5 часа до образования в породе углубления в виде канала и увеличения площади поверхности интервала воздействия. Объем раствора кислоты выбирают равным объему затрубного пространства скважины, т.е. равным 4,4 м3.By lowering the flexible sleeveless pipe, a hydraulic monitor nozzle is installed in these intervals of the horizontal trunk, a hydraulic monitor nozzle is directed at an angle to the axis of the horizontal trunk, i.e. abut the end of the nozzle in the horizontal wall of the barrel, and circulate the acid solution through a flexible sleeveless pipe, the nozzle and the tubing string for 0.5 hours until a recess forms in the rock in the form of a channel and increases the surface area of the exposure interval. The volume of the acid solution is chosen equal to the volume of the annulus of the well, i.e. equal to 4.4 m 3 .
Затем по затрубному пространству производят продавку раствора кислоты в пласт со ступенчатым подъемом давления и выдержкой на каждой ступени в следующем режиме: 3 МПа - 15 минут до снижения давления до 2 МПа, 3 МПа - 15 минут до снижения давления до 2 МПа, 4 МПа - 20 минут до снижения давления до 2 МПа, 5 МПа - 25 минут до снижения давления до 2 МПа, 6 МПа - 30 минут до снижения давления до 2 МПа. Проводят технологическую выдержку 3 часа для реакции раствора кислоты с породой.Then, an acid solution is pushed through the annulus into the formation with a stepwise increase in pressure and exposure at each stage in the following mode: 3 MPa - 15 minutes until the pressure drops to 2 MPa, 3 MPa - 15 minutes until the pressure drops to 2 MPa, 4 MPa - 20 minutes to reduce the pressure to 2 MPa, 5 MPa - 25 minutes to reduce the pressure to 2 MPa, 6 MPa - 30 minutes to reduce the pressure to 2 MPa. Spend technological exposure 3 hours for the reaction of the acid solution with the rock.
Поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой. Освоение скважины проводят прокачкой инертного газа по затрубному пространству с отбором жидкости по колонне насосно-компрессорных труб.A flexible sleeveless pipe with a hydraulic nozzle is lifted from the well. Well development is carried out by pumping inert gas through the annulus with the selection of fluid along the tubing string.
Для освоения скважины при открытой трубной задвижке в затрубное пространство скважины прокачивают инертный газ - азот, снижают давление в скважине и замеряют скорость подъема уровня жидкости в скважине, снимают т.о. 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.To develop a well with an open pipe gate, an inert gas - nitrogen is pumped into the annulus of the well, reduce the pressure in the well and measure the rate of rise of the liquid level in the well, remove so level recovery curve. Fill the well with a kill fluid. A tubing string with start-up couplings and a funnel at the end is lifted from the well. Lowering the pumping equipment and launch the well into operation.
В результате дебит скважины составил 18 м3/сут. при 10% обводненности добываемой продукции - нефти. Дебит нефти сохраняется в течение 2 лет эксплуатации скважины. Снижение дебита по прототипу наблюдается в течение первых 6 месяцев эксплуатации скважины.As a result, the flow rate of the well was 18 m 3 / day. at 10% water cut of extracted products - oil. Oil production is maintained for 2 years of well operation. A decrease in the production rate of the prototype is observed during the first 6 months of well operation.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения эффективности кислотной обработки скважины за счет создания гидродинамической связи с пропластками, не охваченными кислотным воздействием.The application of the proposed method will allow to solve the problem of increasing the efficiency of acid treatment of the well by creating a hydrodynamic connection with interlayers not covered by acid exposure.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015117247/03A RU2593281C1 (en) | 2015-05-07 | 2015-05-07 | Well completion method, exposing productive formation, located in isolation from water-bearing formation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015117247/03A RU2593281C1 (en) | 2015-05-07 | 2015-05-07 | Well completion method, exposing productive formation, located in isolation from water-bearing formation |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2593281C1 true RU2593281C1 (en) | 2016-08-10 |
Family
ID=56612931
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015117247/03A RU2593281C1 (en) | 2015-05-07 | 2015-05-07 | Well completion method, exposing productive formation, located in isolation from water-bearing formation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2593281C1 (en) |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2090743C1 (en) * | 1994-08-09 | 1997-09-20 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method of development of oil pool having reservoir pitching-out zones |
| RU2118446C1 (en) * | 1996-12-11 | 1998-08-27 | Акционерное общество "Татнефть" Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти "ТатНИПИнефть" | Method for secondary opening of productive bed |
| US6250389B1 (en) * | 1996-12-24 | 2001-06-26 | Tad Sudol | Method of oil/gas well stimulation |
| RU2277634C1 (en) * | 2004-12-28 | 2006-06-10 | Юрий Владимирович Капырин | Method for horizontal or inclined well demudding with the use of reagents |
| RU2285794C1 (en) * | 2005-04-05 | 2006-10-20 | Общество с ограниченной ответственностью "НИЦ "ГЕОМЕХАНИКА и ТЕХНОЛОГИЯ" (ООО "НИЦ "ГЕОМЕХАНИКА и ТЕХНОЛОГИЯ") | Well bottom zone treatment method |
| RU2287674C1 (en) * | 2005-12-16 | 2006-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extracting oil deposit using horizontal wells |
| RU2490442C1 (en) * | 2012-10-04 | 2013-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for well completion |
-
2015
- 2015-05-07 RU RU2015117247/03A patent/RU2593281C1/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2090743C1 (en) * | 1994-08-09 | 1997-09-20 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method of development of oil pool having reservoir pitching-out zones |
| RU2118446C1 (en) * | 1996-12-11 | 1998-08-27 | Акционерное общество "Татнефть" Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти "ТатНИПИнефть" | Method for secondary opening of productive bed |
| US6250389B1 (en) * | 1996-12-24 | 2001-06-26 | Tad Sudol | Method of oil/gas well stimulation |
| RU2277634C1 (en) * | 2004-12-28 | 2006-06-10 | Юрий Владимирович Капырин | Method for horizontal or inclined well demudding with the use of reagents |
| RU2285794C1 (en) * | 2005-04-05 | 2006-10-20 | Общество с ограниченной ответственностью "НИЦ "ГЕОМЕХАНИКА и ТЕХНОЛОГИЯ" (ООО "НИЦ "ГЕОМЕХАНИКА и ТЕХНОЛОГИЯ") | Well bottom zone treatment method |
| RU2287674C1 (en) * | 2005-12-16 | 2006-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extracting oil deposit using horizontal wells |
| RU2490442C1 (en) * | 2012-10-04 | 2013-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for well completion |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8141638B2 (en) | Fracturing method and apparatus utilizing gelled isolation fluid | |
| RU2490442C1 (en) | Method for well completion | |
| CA2757950C (en) | Ported packer | |
| RU2483209C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| US20120318507A1 (en) | Hydrocarbon well and technique for perforating casing toe | |
| CN105952378A (en) | Tree-shape structure well drilling and completion and yield increasing method | |
| RU2570157C1 (en) | Method for enhanced oil recovery for deposit penetrated by horizontal well | |
| RU2448240C1 (en) | Development method of oil deposits in carbonate reservoirs with water-oil zones | |
| RU2581589C1 (en) | Method for development of multi-hole branched horizontal well | |
| RU2599156C1 (en) | Method of interval treatment of bottom hole zone of horizontal well shaft | |
| RU2447265C1 (en) | Method for horizontal well operation | |
| RU2459945C1 (en) | Development method of multi-hole branched horizontal wells | |
| RU2593281C1 (en) | Well completion method, exposing productive formation, located in isolation from water-bearing formation | |
| RU2541986C1 (en) | Well completion method | |
| RU2232263C2 (en) | Method for extracting of high-viscosity oil | |
| RU2588108C1 (en) | Horizontal well completion method | |
| RU2560018C1 (en) | Water flow isolation technique in uncased horizontal borehole section of producing well | |
| RU2534555C1 (en) | Interval isolation method of brine water influx in horizontal wells | |
| RU2558090C1 (en) | Horizontal well operation method | |
| RU2787163C1 (en) | Method for drilling a well with an exposed reservoir | |
| RU2579069C1 (en) | Well completion method, exposing productive formation located near water-saturated formation | |
| RU2630930C1 (en) | Method for developing well after hydraulic fracturing | |
| RU2287674C1 (en) | Method for extracting oil deposit using horizontal wells | |
| RU2541988C1 (en) | Well completion method | |
| RU2698354C1 (en) | Well development method after treatment of bottomhole formation zone |