RU2600137C1 - Method of process well treatment - Google Patents
Method of process well treatment Download PDFInfo
- Publication number
- RU2600137C1 RU2600137C1 RU2015128411/03A RU2015128411A RU2600137C1 RU 2600137 C1 RU2600137 C1 RU 2600137C1 RU 2015128411/03 A RU2015128411/03 A RU 2015128411/03A RU 2015128411 A RU2015128411 A RU 2015128411A RU 2600137 C1 RU2600137 C1 RU 2600137C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- acid
- wells
- pressure
- reservoir
- Prior art date
Links
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
- C09K8/74—Eroding chemicals, e.g. acids combined with additives added for specific purposes
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны скважины и подготовки ее к ремонтным работам.The invention relates to the oil industry, in particular to methods for processing the bottom-hole zone of a well and preparing it for repair work.
Известен способ технологической обработки ствола скважины, преимущественно пологой и горизонтальной, для удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта (патент RU №2467163, МПК Е21В 43/27, Е21В 37/06, С09К 8/52, опубл. 20.11.2012), включающий введение перекисного соединения в буровой раствор, используемый для вскрытия и промывки продуктивного пласта и содержащий полисахариды и кольматант, с последующим замещением указанного бурового раствора на кислотный технологический состав, включающий указанное перекисное соединение, кислоту и воду, выдержку его на реакции с последующим удалением из пласта продуктов реакции, причем в качестве перекисного соединения используют пероксогидрат мочевины, или пероксоборат натрия, или перкарбонат натрия, введение указанного перекисного соединения в концентрации 0,5-1,0 мас. % в буровой раствор производят при его циркуляции после последнего подъема бурового инструмента из скважины и спуска насосно-компрессорных труб с выдержкой указанного состава на реакции не менее четырех часов.There is a method of technological processing of a wellbore, mainly gentle and horizontal, to remove clogging formations from the bottomhole formation zone (patent RU No. 2467163, IPC ЕВВ 43/27, ЕВВ 37/06, С09К 8/52, publ. 20.11.2012), including introducing a peroxide compound into the drilling fluid used to open and flush the reservoir and containing polysaccharides and colmatant, followed by replacing said drilling fluid with an acidic technological composition including said peroxide compound, acid and water, Shutter speed it to the reaction, followed by removal from the formation of reaction products, wherein as peroxide compounds are used urea peroxohydrate, or sodium peroxoborate, or sodium percarbonate, peroxy administering said compound in a concentration of 0.5-1.0 wt. % in the drilling fluid is produced during its circulation after the last lifting of the drilling tool from the well and the descent of the tubing with the exposure of the specified composition to the reaction for at least four hours.
Известен способ обработки нефтяного пласта (патент RU №2534284, МПК Е21B 43/27, Е21B 43/22, Е21B 43/27, опубл. 27.11.2014), включающий спуск колонны труб с пакером в скважину, посадку пакера выше нефтяного пласта и последовательную закачку и продавку по колонне труб в нефтяной пласт углеводородного растворителя и кислотного реагента в объемах, обеспечивающих превышение фильтрационных сопротивлений в удаленной от скважины зоне пласта над таковыми в ее призабойной зоне, проведение технологической выдержки и удаление отработанных продуктов реакции из обрабатываемой зоны путем депрессионного воздействия на скважину, причем на устье скважины колонну труб ниже пакера оснащают импульсным пульсатором жидкости, при этом между пакером и пульсатором жидкости устанавливают клапан, а выше пакера устанавливают эжекторный насос с проходной насадкой, спускают колонну труб в скважину так, чтобы пакер размещался выше пласта, в колонну труб в импульсном режиме закачивают углеводородный растворитель, сажают пакер, продавливают в пласт углеводородный растворитель технологической жидкостью под давлением, не превышающим допустимое давление на пласт, срывают пакер и оставляют скважину на технологическую выдержку, далее промывают скважину и в колонну труб закачивают кислотный раствор, сажают пакер, продавливают в пласт кислотный раствор технологической жидкостью под давлением, не превышающим допустимое давление на пласт, срывают пакер и оставляют скважину на технологическую выдержку, по окончании технологической выдержки приводят в действие клапан и отсекают импульсный пульсатор жидкости, затем срывают пакер, доспускают колонну труб так, чтобы радиальные отверстия клапана находились напротив пласта, извлекают из эжекторного насоса проходную насадку и устанавливают в нее глухую насадку, после чего сажают пакер и закачкой технологической жидкости по колонне труб через эжекторный насос производят извлечение продуктов реакции и освоение скважины по межколонному пространству выше пакера.A known method of processing an oil reservoir (patent RU No. 2534284, IPC E21B 43/27, E21B 43/22, E21B 43/27, publ. 11/27/2014), including the descent of the pipe string with the packer into the well, landing the packer above the oil reservoir and sequential pumping and selling through the pipe string into the oil reservoir a hydrocarbon solvent and an acid reagent in volumes that ensure that the filter resistances in the formation zone remote from the well are higher than those in its bottom hole zone, carry out technological soaking and remove the spent reaction products from the treatment of the zone by depressing the well, and at the wellhead, the pipe string below the packer is equipped with a pulsed fluid pulsator, a valve is installed between the packer and the fluid pulser, and an ejector pump with a nozzle is installed above the packer, the pipe string is lowered into the well so that the packer located above the reservoir, the hydrocarbon solvent is pumped into the pipe string in a pulsed mode, the packer is planted, the hydrocarbon solvent is forced into the reservoir by the process fluid under pressure, n exceeding the permissible pressure on the formation, the packer is torn off and the well is left for technological shutter speed, then the well is washed and the acid solution is pumped into the pipe string, the packer is planted, the acid solution is pushed into the formation with technological fluid under pressure not exceeding the permissible pressure on the formation, the packer is torn off and left well for technological shutter speed, at the end of technological shutter speed the valve is actuated and the pulsed pulsator is cut off, then the packer is torn off, the pipe string is pulled in such a way so that the radial openings of the valve are opposite the formation, a straight nozzle is removed from the ejector pump and a blind nozzle is installed in it, after which the packer is planted and the process fluid is pumped through the pipe string through the ejector pump, the reaction products are extracted and the well is developed in the annulus above the packer.
Известен способ обработки призабойной зоны скважины (патент RU №2467164, МПК Е21B 43/27, С09К 8/74, опубл. 20.11.2012), ближайший по технической сущности к заявляемому способу и принятый за прототип, включающий закачку, продавку в зону продуктивного пласта кислотного реагента, содержащего галоидоводородную кислоту, поверхностно-активное вещество, растворитель, технологическую выдержку и извлечение продуктов путем депрессионного воздействия, причем кислотный реагент дополнительно содержит комплексообразователь, уксусную, или лимонную, или борную, или муравьиную, или хлоруксусную, или алкилбензосульфокислоту.A known method of processing the bottom-hole zone of the well (patent RU No. 2467164, IPC E21B 43/27, C09K 8/74, published on November 20, 2012), the closest in technical essence to the claimed method and adopted for the prototype, which includes injection, sale into the reservoir zone an acid reagent containing hydrohalic acid, a surfactant, a solvent, technological aging and extraction of products by depressive effects, and the acid reagent further comprises a complexing agent, acetic, or citric, or boric, or uravinuyu or chloroacetic or alkylbenzene.
Однако известные способы обладают высокой трудоемкостью, повышенными трудо- и энергозатратами, не позволяют оптимизировать различного рода затраты, связанные с подготовкой скважины к проведению данных работ. В известных способах также отсутствуют подготовительно-заключительные работы, от которых напрямую зависит целесообразность проведения работ по повышению нефтеотдачи пластов (ПНП).However, the known methods have a high complexity, increased labor and energy costs, do not allow to optimize various kinds of costs associated with the preparation of the well for these works. In the known methods, there are also no preparatory-final works, on which the expediency of carrying out work to increase oil recovery (EOR) directly depends.
Задачей, на решение которой направлено изобретение, является минимизация затрат на капитальный ремонт скважин (КРС) при подготовке и проведении комплекса работ по большеобъемной обработке призабойной зоны (БОПЗ).The problem to which the invention is directed, is to minimize the cost of overhaul of wells (KRS) in the preparation and conduct of a complex of work on large-volume processing of the bottom-hole zone (BOPZ).
Технический результат, на достижение которого направлено изобретение, заключается в повышении эффективности кислотной обработки призабойной зоны (ОПЗ) скважины в добывающих и нагнетательных скважинах и повышении нефтеотдачи пластов при одновременном снижении трудовых и энергозатрат на капитальный ремонт скважин (КРС).The technical result to which the invention is directed is to increase the efficiency of acid treatment of the bottom-hole zone (BHP) of a well in production and injection wells and to increase oil recovery while reducing labor and energy costs for well workover (KRS).
Изобретение может быть использовано для увеличения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин, при подготовке к проведению ремонтных работ в скважине.The invention can be used to increase production productivity and injectivity of injection wells, in preparation for repair work in the well.
Технический результат достигается тем, что способ технологической обработки скважины содержит этапы, на которых:The technical result is achieved by the fact that the method of technological processing of the well contains the stages in which:
- производят глушение скважины;- produce killing wells;
- проводят поинтервальную большеобъемную обработку призабойной зоны (БОПЗ) каждого пропластка, для этого:- carry out interval large-volume processing of the bottom-hole zone (BOPZ) of each layer, for this:
изолируют каждый пропласток по отдельности с помощью двух пакеров,isolate each layer separately using two packers,
закачивают технологическую жидкость с кислотосодержащим реагентом,pumping the process fluid with an acid-containing reagent,
проводят стимуляцию скважины и выдерживают время ожидания реагирования кислоты (ОРК) в течение 6-8 часов;conduct stimulation of the well and withstand the waiting time for the acid response (ORC) for 6-8 hours;
- после проведения БОПЗ откачивают продукты реакции из пласта, которые образовались в результате вступления кислоты в реакцию с породой, путем свабирования;- after BOPZ, reaction products are pumped out of the formation, which were formed as a result of the acid entering the reaction with the rock by swabbing;
- проводят отбор проб на устье скважины и определяют по ним pH продукции скважины, и если это значение попадает в диапазон от 4 до 10, делают вывод об отсутствии обводненности пласта.- conduct sampling at the wellhead and determine the pH of the production of the well from them, and if this value falls in the range from 4 to 10, they conclude that there is no water cut in the formation.
Продукты реакции из пласта откачивают объемом не менее одного объема скважины и полутора объемов закачанной технологической жидкости.The reaction products from the reservoir are pumped out with a volume of at least one well volume and one and a half volumes of pumped process fluid.
При непопадании упомянутого значения pH в диапазон от 4 до 10 применяют нейтрализаторы кислотности до попадания pH в указанный диапазон.If the said pH does not fall in the range from 4 to 10, acid neutralizers are used until the pH falls within the specified range.
Откачанные продукты реакции из пласта нейтрализуют щелочным реагентом до значения рН=4 и выше.The evacuated reaction products from the formation are neutralized with an alkaline reagent to a pH value of 4 or higher.
Предварительно проводят отбор и районирование обрабатываемых скважин.Pre-conduct the selection and zoning of the treated wells.
Отбор и районирование обрабатываемых скважин проводят по местоположению скважин, их кучности, дальности расположения скважин друг относительно друга, по особенности дорог до скважин.The selection and zoning of the treated wells is carried out according to the location of the wells, their accuracy, the range of the wells relative to each other, especially the roads to the wells.
Глушение скважины при наличии низких пластовых давлений, в продукции которой содержится сероводород, проводят путем закачки нейтрализатора сернистого водорода.Well silencing in the presence of low reservoir pressures, the production of which contains hydrogen sulfide, is carried out by injecting a hydrogen sulfide neutralizer.
Пакеры спускают на насосно-компрессорных трубах (НКТ) и устанавливают между пропластками.Packers are lowered on tubing (tubing) and installed between the layers.
Пакеры содержат резиновые элементы, позволяющие герметично изолировать один пласт от другого.Packers contain rubber elements that allow hermetically isolating one layer from another.
Используют в компоновке с пакерами скребок и шаблон, спускаемые совместно.Used in the arrangement with the packers, the scraper and the template, lowered together.
До проведения БОПЗ поднимают глубинно-насосное оборудование (ГНО) и спускают технологическое оборудование на НКТ, а после проведения БОПЗ и свабирования скважины производят подъем НКТ и спуск ГНО.Before the BOPZ, the deep-well pumping equipment (GNO) is lifted and the technological equipment is lowered onto the tubing, and after the BOPZ and the swab of the well, the tubing is lifted and the GNO is run.
Поинтервальную БОПЗ одного или нескольких интервалов проводят за одну спуско-подъемную операцию.Interval BOPZ of one or several intervals is carried out in one round trip.
При первом спуске оборудования на НКТ производят опрессовку колонн НКТ на полуторакратное ожидаемое рабочее давление.At the first descent of the equipment on the tubing, pressure testing of the tubing columns is carried out to the expected operating pressure one and a half times.
Давление опрессовки, ожидаемое от рабочего, допустимого по пласту, определяется допустимым давлением на эксплуатационную колонну или допустимым давлением на продуктивный пласт и составляет не ниже 15 МПа.The pressure test, expected from the worker, permissible in the reservoir, is determined by the permissible pressure on the production string or the permissible pressure on the reservoir and is not lower than 15 MPa.
Стимуляцию скважины при закачке в пласт кислотосодержащего реагента проводят со средним удельным расходом 3-5 м3 на метр вскрытой мощности для условно вертикальных скважин и 0,2-0,5 м3 для условно горизонтальных скважин.Well stimulation by injection of acid-containing reagent is carried out with a mean specific flow rate of 03.05 m 3 per meter of the exposed power for conditionally vertical wells and 0.2-0.5 m 3 for conditionally horizontal wells.
В состав технологической жидкости входит продавочная жидкость.The process fluid includes a squeeze fluid.
pH и обводненность продукции определяют независимо от полной откачки расчетного объема технологической жидкости.pH and water cut of the product is determined regardless of the complete pumping of the estimated volume of the process fluid.
При отборе необходимого объема технологической жидкости вне зависимости от результатов pH строят кривую восстановления уровня (КВУ) и производят ее исследование перед продолжением освоения скважины.When selecting the required volume of the process fluid, regardless of the pH results, a level recovery curve (HLC) is built and it is studied before continuing with the development of the well.
Откачанную технологическую жидкость транспортируют на установку по нейтрализации кислотосодержащих отходов либо нейтрализованную жидкость из желобной емкости откачивают в трубопровод системы нефтесбора.The pumped-out process fluid is transported to an acid-containing waste neutralization unit, or the neutralized fluid is pumped out of the gutter into the pipeline of the oil recovery system.
Дополнительно исследуют скважину на приток, для чего после проведения БОПЗ на основании изменяющегося уровня в скважине строят кривую восстановления уровня (КВУ), а на основании изменяющегося забойного давления строят кривую восстановления давления (КВД).In addition, the well is examined for inflow, for which, after BOPZ, on the basis of a changing level in the well, a level recovery curve (LI) is built, and a pressure recovery curve (LI) is built on the basis of the changing bottomhole pressure.
Для построения КВД снимают показания давления в скважине раз в сутки или более.To build HPC, read the pressure in the well once a day or more.
Исследование скважины на приток выполняют до восстановления пластового давления с количеством экспериментальных точек не менее 20-30.A well study for inflow is performed until the reservoir pressure is restored with the number of experimental points of at least 20-30.
На основании КВУ рассчитывают фильтрационные свойства продуктивного пласта и призабойной зоны скважины.Based on the PLC, the filtration properties of the reservoir and the bottomhole zone of the well are calculated.
Сущность заявленного способа состоит в следующем.The essence of the claimed method is as follows.
Производят подбор скважин для проведения подземного ремонта с целью повышения нефтеотдачи пластов, при этом работы по подготовке скважин к проведению БОПЗ планируют с учетом комплекса мер, которые направлены на минимизацию затрат на КРС.Wells are being selected for underground repairs in order to increase oil recovery, while the preparation of wells for BOPZ is planned taking into account a set of measures aimed at minimizing the cost of cattle.
Сущность способа состоит в обеспечении комплексного подхода при обработке скважины с целью получения минимальных затрат при выполнении подготовительно-заключительных работ к БОПЗ силами бригад КРС.The essence of the method is to provide an integrated approach when processing wells in order to obtain minimal costs when performing preparatory work for the BOPZ by the teams of cattle.
Изобретение включает комплекс следующих работ: 1) планирование работ, 2) подготовка к работам, 3) выполнение работ, 4) заключительные работы.The invention includes a set of the following works: 1) work planning, 2) preparation for work, 3) performance of work, 4) final work.
1) Планирование работ1) work planning
Предварительно формируют список скважин для подземного ремонта и составляют план-график на 7-10 дней. При этом учитывают следующие факторы: дебит скважины по нефти, расстояние между скважинами, наличие подъездных путей к скважине, объем необходимых работ при подземном ремонте, наличие необходимого оборудования.A list of wells for underground repair is preliminarily formed and a schedule for 7-10 days is drawn up. The following factors are taken into account: well production rate by oil, distance between wells, availability of access roads to the well, amount of necessary work during underground repair, availability of necessary equipment.
Отбор и районирование ремонтируемых (обрабатываемых) скважин проводят по местоположению скважин, их кучности, дальности расположения, по особенности дорог до скважин.The selection and regionalization of repaired (processed) wells is carried out according to the location of the wells, their accuracy, range, especially roads to the wells.
2) Подготовка к работам2) Preparation for work
Глушат каждую скважину.Jamming every well.
Решение о глушении скважины принимают при следующих условиях: а) скважины с пластовым давлением выше гидростатического; б) скважины с пластовым давлением ниже гидростатического, но в которых сохраняются условия фонтанирования или нефтегазоводопроявления (НГВП).The decision to kill the well is taken under the following conditions: a) wells with reservoir pressure above hydrostatic; b) wells with reservoir pressure below hydrostatic, but in which the conditions of flowing or oil and gas occurrence (NGVP) remain.
Глушение скважины при наличии низких пластовых давлений, в продукции которой содержится сероводород, проводят путем закачки нейтрализатора сернистого водорода.Well silencing in the presence of low reservoir pressures, the production of which contains hydrogen sulfide, is carried out by injecting a hydrogen sulfide neutralizer.
3) Выполнение работ3) Performance of work
1. Применяют двухпакерные компоновки, т.е. спускают в скважину специальное технологическое оборудование на НКТ, состоящее из двух пакеров, для поинтервального проведения ОПЗ одного или нескольких интервалов открытых участков-пластов.1. Apply two-packer layouts, i.e. special technological equipment on the tubing, consisting of two packers, is lowered into the well for the interval testing of one or more intervals of open sections of reservoirs.
Таким образом, исключаются лишние операции, связанные с подъемом и обратным спуском технологического оборудования.Thus, unnecessary operations associated with the ascent and return descent of technological equipment are excluded.
Открытые участки, из которых идет поступление жидкости из пласта, имеют различные геологические характеристики за одну спуско-подъемную операцию (СПО).Open areas from which fluid flows from the reservoir have different geological characteristics in one round trip.
Используют в компоновке с пакером скребок и шаблон для того, чтобы убедиться, что пакер пройдет в эксплуатационной колонне и установится на нужном месте.A scraper and a template are used in the arrangement with the packer in order to make sure that the packer will pass in the production casing and be installed in the right place.
Использование в компоновке с технологическим пакером скребка и шаблона, которые спускают вместе (в одной компоновке), позволяет исключить одну спуско-подъемную операцию (СПО), тем самым уменьшить продолжительность ремонта скважин.The use of a scraper and a template, which are lowered together (in the same layout) with the technological packer, eliminates one tripping operation (SPO), thereby reducing the duration of well repairs.
Общие требования перед спуском пакера:General requirements before launching the packer:
- прошаблонировать эксплуатационную колонну шаблоном длиной не менее длины пакера и диаметром на 2 мм больше диаметра спускаемого пакера;- pattern the production casing with a template with a length of at least the length of the packer and a diameter of 2 mm greater than the diameter of the descent packer;
- в отдельных случаях при непрохождении шаблона соответствующего размера из-за наличия асфальтопарафиновых отложений (АСПО) на стенках колонны диаметр шаблона, спускаемого на трубах, может быть уменьшен до диаметра пакера по металлической части;- in some cases, if a template of an appropriate size does not pass due to the presence of asphalt paraffin deposits (AFS) on the walls of the column, the diameter of the template, lowered on the pipes, can be reduced to the diameter of the packer along the metal part;
- проработать интервал посадки пакера (не менее 10 м выше и ниже) гидравлическим скребком или механическим скрепером.- work out the packer landing interval (at least 10 m above and below) with a hydraulic scraper or a mechanical scraper.
2. Проведение БОПЗ поинтервально по каждому пропластку с возможностью их изолирования по отдельности и выдерживание времени ожидания реагирования кислоты (ОРК) в течение 6-8 часов в зависимости от применяемого кислотного состава.2. Conducting BOPZ intervals for each layer with the possibility of isolating them separately and maintaining the waiting time for the reaction of the acid (ORC) for 6-8 hours, depending on the applied acid composition.
При использовании БОПЗ вместо ОПЗ используется больший объем кислотного состава, т.е. повышается эффективность воздействия его на обрабатываемый пласт.When using BOPZ instead of the SCR, a larger volume of acid composition is used, i.e. increases the effectiveness of its impact on the treated formation.
В кислотном составе может использоваться соляная кислота. Соляно-кислотная обработка скважины направлена на повышение темпов отбора нефти из карбонатных коллекторов. Эффективность соляно-кислотной обработки зависит от глубины проникновения кислоты в пласт, полноты растворения в кислоте зерен коллектора, охвата пласта воздействием кислотного раствора, обводненности скважин и других факторов. Периодически повторяющиеся кислотные обработки еще больше увеличивают анизотропию проницаемости в слоистых залежах. Результатом периодических кислотных воздействий на многослойные залежи может быть кратковременное увеличение текущей добычи при общем существенном уменьшении конечного коэффициента нефтеизвлечения в зоне дренирования скважин.In the acid composition, hydrochloric acid may be used. The hydrochloric acid treatment of the well is aimed at increasing the rate of oil extraction from carbonate reservoirs. The effectiveness of hydrochloric acid treatment depends on the depth of penetration of the acid into the formation, the completeness of dissolution of the grains of the collector in the acid, the coverage of the formation by the influence of an acid solution, the water cut of the wells and other factors. Periodically repeated acid treatments increase permeability anisotropy in layered deposits even more. Periodic acid effects on multilayer deposits can result in a short-term increase in current production with a general significant decrease in the final oil recovery coefficient in the well drainage zone.
Основные технологические принципы кислотной закачки:The basic technological principles of acid injection:
- стимуляцию скважины при закачке в пласт кислотных составов проводят со средним удельным расходом 3-5 м3 на метр вскрытой мощности (перфорации) для условно вертикальных скважин и 0,2-0,5 м3 для условно горизонтальных скважин;- stimulation of the well by injection of acidic compounds is carried out with a mean specific flow rate of 03.05 m 3 per meter of the exposed power (perforation) for conditionally vertical wells and 0.2-0.5 m 3 for conditionally horizontal wells;
- темп закачки кислотных композиций (КК) в пласт - 5-10 дм3/с (л/с) и более;- the rate of injection of acidic compositions (CC) into the formation is 5-10 dm 3 / s (l / s) and more;
- обязательное отклонение ЮС в нефтенасыщенные интервалы (селективность);- compulsory deviation of JS in oil-saturated intervals (selectivity);
- чередование закачки пачек «кислота-растворитель»;- alternating injection of packs of "acid-solvent";
- применение сочетаний КК с различной кинетикой реакций (глубинность обработки).- the use of CC combinations with various reaction kinetics (processing depth).
Для проведения кислотной обработки скважины применяют кислотные композиции, содержащие комплекс присадок (спирты-смачиватели, ПАВ, замедлители, деэмульгаторы, нейтрализаторы железа и другие ингредиенты), обеспечивающие совместимость кислотных композиций с нефтями, водами и образцами кернов соответствующих горизонтов.To carry out acid treatment of the well, acid compositions containing a complex of additives (alcohols, wetting agents, surfactants, retarders, demulsifiers, iron neutralizers and other ingredients) are used to ensure compatibility of acid compositions with oils, waters and core samples of the corresponding horizons.
Присадки обеспечивают хорошее смачивание и совместимость с породой коллектора, исключают образование кольматантов, гудронов, тяжелых смол, эффективно разрушают кислотно-водо-нефтяные эмульсионные образования.Additives provide good wetting and compatibility with the reservoir rock, eliminate the formation of muds, tar, heavy resins, and effectively destroy acid-water-oil emulsion formations.
О достижении повышения нефтеотдачи пласта судят следующим образом.The achievement of enhanced oil recovery is judged as follows.
Качественная величина эффекта (положительный или отрицательный) определяется путем сравнения фактических и прогнозных (базовых) величин среднесуточных дебитов и обводненности продукции добывающих скважин в период проведения способа.The qualitative value of the effect (positive or negative) is determined by comparing the actual and forecast (base) values of the average daily production rates and the water cut of production wells during the method.
Количественная величина эффекта определяется разницей между фактическими и прогнозными значениями среднесуточных дебитов добывающих скважин или по кривым падения (восстановления) дебита. Подсчет эффективности от применения технологии производится на основании электронных баз данных по закачке, добыче и условным координатам скважин.The quantitative value of the effect is determined by the difference between the actual and forecast values of the average daily production rates of production wells or by the curves of the fall (recovery) of the production rate. Efficiency calculation from application of technology is carried out on the basis of electronic databases for injection, production and conditional coordinates of wells.
Технические средства, применяемые при выполнении способа, включают:The technical means used in the execution of the method include:
- не менее двух насосных агрегатов, имеющих производительность не менее 2,5 дм3/с (2,5 л/с), с диаметром плунжеров не менее 115 мм;- at least two pump units having a capacity of at least 2.5 dm 3 / s (2.5 l / s), with a plunger diameter of at least 115 mm;
- устьевой электронный манометр для фиксации давления на устье либо автономный регистрирующий манометр в компоновке низа НКТ, размещаемый в зоне перфорации для определения забойного давления в процессе стимуляции;- a wellhead electronic pressure gauge for fixing pressure at the mouth or a self-contained recording pressure gauge in the bottom of the tubing, located in the perforation zone to determine the bottomhole pressure during the stimulation process;
- расходомер, установленный на нагнетательную линию насосного агрегата- a flowmeter mounted on the discharge line of the pumping unit
Средства измерения (манометр и расходомер) должны иметь возможность записи, хранения, расшифровки данных о давлении и расходе закачиваемых жидкостей в процессе закачки.Measuring instruments (pressure gauge and flow meter) should be able to record, store, decrypt data on pressure and flow rate of injected fluids during the injection process.
3. Проводят свабирование скважины (после БОПЗ) за один подход (от начала до окончания работ, без перерывов и прерывания).3. Swabbing of the well is carried out (after BOPZ) in one approach (from the beginning to the end of work, without interruptions and interruptions).
Отсвабированную жидкость вывозят со скважины на слив в нефтешламовую установку. Откачанная в емкость жидкость транспортируется на установку по нейтрализации кислотосодержащих отходов.The otvabirovanny liquid is taken out from a well on discharge to an oil-slime installation. Pumped into the tank, the liquid is transported to the installation for the neutralization of acid-containing waste.
Объем откачанной технологической жидкости после БОПЗ должен составлять не менее 1 объема скважины и 1,5 объема закачанных рабочих технологических жидкостей (кислотосодержащий реагент, продавочная жидкость).The volume of pumped process fluid after BOPZ should be at least 1 volume of the well and 1.5 volume of pumped working process fluids (acid-containing reagent, squeezing fluid).
После этого на устье скважины отбирается проба и лабораторно определяется величина pH продукции скважины.After that, a sample is taken at the wellhead and the pH of the well’s production is determined in a laboratory.
4. При этом pH и обводненность продукции определяют, не дожидаясь полной откачки расчетного объема технологической жидкости, т.к. все параметры откачиваемой жидкости могут быть уже в норме (pH, обводненность и т.д.).4. In this case, the pH and water cut of the product is determined without waiting for the complete pumping of the estimated volume of the process fluid, because all parameters of the pumped liquid may already be normal (pH, water cut, etc.).
Обводненность продукции определяют лабораторно, для того чтобы убедиться, что пласт после БОПЗ не заводнился.The water cut of the products is determined by laboratory tests in order to ensure that the formation after BOPZ is not flooded.
При величине pH продукции скважины 4 и выше после откачки жидкости никаких антикоррозионных мероприятий не проводится. Только при значении pH выше 4 при или после откачки жидкости процесс очистки перфорационных отверстий в скважине можно завершить.If the pH of the production of the well is 4 or higher, no anti-corrosion measures are taken after pumping out the liquid. Only at a pH value above 4 at or after pumping out the liquid, the process of cleaning the perforations in the well can be completed.
Существенное влияние на кислотность продукции скважин оказывает ОПЗ добывающих скважин кислотосодержащими реагентами, т.к. при нейтрализации пород соляной кислотой выделяется большое количество углекислого газа, который растворяется в пластовой жидкости и при освоении скважины выводится из скважины с пластовой жидкостью. Поэтому величина pH продукции скважины может доходить до 4, но не ниже, т.к. угольная кислота и сероводород являются слабыми кислотами. При удалении этих растворенных газов из скважинной жидкости среда становится практически нейтральной. В интервале величины pH от 4 до 10 скорость коррозии железа практически не зависит от концентрации водородных ионов, поэтому величина pH пластовой жидкости добывающих скважин в этом интервале является оптимальной и не наблюдается существенное увеличение скорости коррозии металла (в частности, трубопроводов системы нефтесбора). При величине pH менее 4 происходит резкое возрастание скорости коррозии, поэтому необходимо разрабатывать мероприятия по снижению негативных последствий повышенной кислотности продукции скважины. Мониторинг pH продукции скважин для выявления продукции с повышенной кислотностью осуществляется лабораторно.A significant impact on the acidity of well production is provided by the SCR of producing wells with acid-containing reagents, as when the rocks are neutralized with hydrochloric acid, a large amount of carbon dioxide is released, which dissolves in the reservoir fluid and is removed from the well with reservoir fluid during well development. Therefore, the pH value of well production can reach 4, but not lower, because carbonic acid and hydrogen sulfide are weak acids. When these dissolved gases are removed from the well fluid, the medium becomes almost neutral. In the range of pH from 4 to 10, the corrosion rate of iron is practically independent of the concentration of hydrogen ions; therefore, the pH of the formation fluid in production wells in this interval is optimal and there is no significant increase in the corrosion rate of metal (in particular, pipelines of the oil recovery system). At a pH of less than 4, a sharp increase in the corrosion rate occurs, therefore, it is necessary to develop measures to reduce the negative effects of increased acidity of the well products. Monitoring the pH of well products to identify products with high acidity is carried out in the laboratory.
В зависимости от скорости восстановления pH процесс свабирования может увеличиваться в среднем в 1,5-2 раза.Depending on the rate of pH recovery, the swabbing process can increase on average 1.5-2 times.
5. После отбора жидкости, вне зависимости от результатов pH, проводится исследование КВУ (КВД).5. After the selection of the liquid, regardless of the pH results, a HLW (HPC) study is carried out.
На основании результатов исследования скважины на приток строят кривую восстановления уровня (КВУ) и кривую восстановления давления (КВД).Based on the results of a well study, a level recovery curve (CLC) and a pressure recovery curve (CCD) are built for the inflow.
КВУ строят на основании изменяющегося уровня в скважине, а КВД - на основании изменяющегося забойного давления.The PIC is based on a changing level in the well, and the POC is based on a changing bottomhole pressure.
Показания давления снимают раз в сутки или более. Для этого спускают геофизический прибор на проволоке, потом его поднимают и данные направляют на ПК для дальнейшего построения графика.Pressure readings are taken once a day or more. To do this, they lower the geophysical instrument on a wire, then they lift it and the data is sent to a PC for further plotting.
Исследование скважины на приток выполняют до восстановления пластового давления с количеством экспериментальных точек не менее 20-30. Чем больше количество замеров, тем качественнее получаемая информация, на основании которой рассчитывают фильтрационные свойства продуктивного пласта и призабойной зоны скважины для получения информации по добывным возможностям пласта (скважины).A well study for inflow is performed until the reservoir pressure is restored with the number of experimental points of at least 20-30. The larger the number of measurements, the better the information obtained, on the basis of which the filtration properties of the productive formation and the bottomhole zone of the well are calculated to obtain information on the production capabilities of the formation (well).
Пластовым давлением считают повтор двух значений забойного давления с отличием не более чем на 5%: для низко- и среднедебитных скважин в течение 2 суток, для высокодебитных (более 50 м3/сут) - в течение 3-4 часов.The reservoir pressure is considered the repetition of two bottomhole pressure values with a difference of not more than 5%: for low and medium production wells for 2 days, for high production (more than 50 m 3 / day) - for 3-4 hours.
С целью повышения достоверности и информативности исследование проводят так, чтобы забойное и пластовое давления исследовались последовательно друг за другом (аналогично проведению КВУ), что позволит:In order to increase the reliability and informativeness, the study is carried out so that the bottomhole and reservoir pressures are examined sequentially one after another (similar to conducting HLW), which will allow:
- повысить качество исследований;- improve the quality of research;
- дополнительно оценить коэффициент продуктивности;- additionally evaluate the productivity coefficient;
- уточнить расчетные значения дебитов скважин.- clarify the calculated values of the flow rates of wells.
Предлагаемый способ позволяет осуществлять контроль за изменением фильтрационных и энергетических свойств пласта; оценивать качество вскрытия продуктивных пластов, эффективность применения методов увеличения нефтеотдачи и стимуляции призабойной зоны скважин; уточнять геологическую модель объекта. С его помощью производится информационное обеспечение геолого-гидродинамических моделей разработки. Проводят интерпретацию КВУ (КВД).The proposed method allows you to control the change in the filtration and energy properties of the reservoir; to evaluate the quality of the opening of productive formations, the effectiveness of applying methods to increase oil recovery and stimulate the bottom-hole zone of wells; specify the geological model of the object. With its help, information support is provided for geological and hydrodynamic development models. Interpretation of the HLC (HFC).
Исследование скважины на приток позволяет определить добывные возможности пласта, по которым устанавливают дебит скважины и сколько она может отдавать максимум при определенных условиях эксплуатации, по ожидаемому дебиту затем подбирают необходимое глубинно-насосное оборудование (ГНО), которое подбирают по добывным возможностям, например, если скважина может отдавать 30 м3 в сутки жидкости, то оборудование подбирают таким образом, чтобы можно было отбирать все 30 м3 за сутки, при условии, чтобы этот режим был оптимальным и не оказался отрицательным (негативным) для фильтрационных и энергетических свойств пласта.Examination of the well for inflow allows you to determine the production capabilities of the formation, according to which the production rate of the well is established and how much it can give a maximum under certain operating conditions, then the required production pump equipment is selected according to the expected production rate, which is selected according to the production capabilities, for example, if the well can give 30 m 3 per day of liquid, the equipment is selected in such a way that all 30 m 3 per day can be taken, provided that this mode is optimal and does not turn out to be negative (negative) for the filtration and energy properties of the reservoir.
Подбор ГНО производят в соответствии с добывными возможностями скважины: по дебиту скважин производят подбор необходимого ГНО, например, скважина при уровне 600 м отдает 15 м3/сут жидкости, тогда спускают насос, позволяющий при данном уровне производить отбор жидкости в объеме 15 м3/сут.The selection of GNO is carried out in accordance with the production capabilities of the well: according to the flow rate of the wells, the necessary GNO is selected, for example, a well at a level of 600 m gives 15 m 3 / day of liquid, then a pump is lowered, allowing at this level to take liquid in a volume of 15 m 3 / day
В скважинах с повышенной кислотностью (по отбираемой жидкости) процесс свабирования может увеличиться в несколько раз относительного планового объема.In wells with high acidity (for selected fluid), the swabbing process can increase several times the relative planned volume.
Свабирование ведут после БОПЗ, чтобы извлечь из скважины из пласта продукты реакции, очистить пласт.Swabbing is carried out after BOPZ in order to extract reaction products from the well from the formation, to clean the formation.
Проводят свабирование скважины за один подход (от начала до окончания работ, без перерывов и прерывания).Well swabbing is carried out in one approach (from the beginning to the end of work, without interruptions and interruptions).
Отсвабированную жидкость вывозят со скважины на слив в нефтешламовую установку.The otvabirovanny liquid is taken out from a well on discharge to an oil-slime installation.
При первом спуске технологического оборудования на НКТ производят опрессовку колонн НКТ на полуторакратное ожидаемое рабочее давлениеAt the first descent of technological equipment on the tubing, the tubing columns are pressure tested at one and a half times the expected working pressure
Давление опрессовки, ожидаемое от рабочего, допустимого по пласту (его характеристикам) в зависимости от цели ремонта, определяется допустимым давлением на эксплуатационную колонну или допустимым давлением на продуктивный пласт, но не ниже 15 МПа (по опыту проведения ремонтных работ с технологическим оборудованием на скважинах ОАО «Татнефть»).Pressure testing, expected from the worker, permissible in the reservoir (its characteristics) depending on the purpose of the repair, is determined by the permissible pressure on the production string or the permissible pressure on the reservoir, but not lower than 15 MPa (based on the experience of repair work with technological equipment at OJSC wells Tatneft).
В процессе ремонта скважины может быть произведена повторная опрессовка колонн насосно-компрессорных труб (НКТ), т.к. в случаях проведения работ с технологическими НКТ возникает риск износа резьбовых соединений.In the process of repairing a well, repeated pressure testing of tubing strings (tubing) can be performed, as in cases of work with technological tubing, there is a risk of wear of threaded joints.
Claims (23)
- производят глушение скважины;
- проводят поинтервальную большеобъемную обработку призабойной зоны (БОПЗ) каждого пропластка, для этого:
изолируют каждый пропласток по отдельности с помощью двух пакеров,
закачивают технологическую жидкость с кислотосодержащим реагентом,
проводят стимуляцию скважины и выдерживают время ожидания реагирования кислоты (ОРК) в течение 6-8 часов;
- после проведения БОПЗ откачивают продукты реакции из пласта, которые образовались в результате вступления кислоты в реакцию с породой, путем свабирования;
- проводят отбор проб на устье скважины и определяют по ним рН продукции скважины, и если это значение попадает в диапазон от 4 до 10, делают вывод об отсутствии обводненности пласта.1. A method of processing a well, in which:
- produce killing wells;
- carry out interval large-volume processing of the bottom-hole zone (BOPZ) of each layer, for this:
isolate each layer separately using two packers,
pumping the process fluid with an acid-containing reagent,
conduct stimulation of the well and withstand the waiting time for the acid response (ORC) for 6-8 hours;
- after BOPZ, reaction products are pumped out of the formation, which were formed as a result of the acid entering the reaction with the rock by swabbing;
- conduct sampling at the wellhead and determine the pH of the production of the well from them, and if this value falls in the range from 4 to 10, they conclude that there is no water cut in the formation.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015128411/03A RU2600137C1 (en) | 2015-07-13 | 2015-07-13 | Method of process well treatment |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015128411/03A RU2600137C1 (en) | 2015-07-13 | 2015-07-13 | Method of process well treatment |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2600137C1 true RU2600137C1 (en) | 2016-10-20 |
Family
ID=57138757
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015128411/03A RU2600137C1 (en) | 2015-07-13 | 2015-07-13 | Method of process well treatment |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2600137C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2696686C2 (en) * | 2017-09-12 | 2019-08-05 | ПАО "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of treatment of bottomhole zone of wells in order to intensify oil and gas production |
| RU2784698C2 (en) * | 2021-04-24 | 2022-11-29 | Акционерное общество «МАКойл» | Method for technological processing of wells |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4807703A (en) * | 1987-08-19 | 1989-02-28 | Mobil Oil Corporation | Fracture acidizing sandstone formations |
| RU2208150C1 (en) * | 2002-10-24 | 2003-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Конструкторское бюро буровых технологий" | Method of bottomhole zone treatment |
| RU2442888C1 (en) * | 2010-08-06 | 2012-02-20 | Закрытое акционерное общество "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН" (ЗАО "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН") | Method for formation acid treatment |
| RU2467164C2 (en) * | 2010-06-01 | 2012-11-20 | Открытое Акционерное Общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" (ОАО "НИИнефтепромхим") | Method of bottom hole formation zone processing |
| RU2467163C1 (en) * | 2011-04-01 | 2012-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Method of processing primarily flat horizontal well hole for removal of mud bulk from bottom-hole formation zone |
| RU2534284C1 (en) * | 2013-08-15 | 2014-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of oil formation treatment |
| RU2547850C2 (en) * | 2013-05-06 | 2015-04-10 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Large-volume selective acid treatment (lvsat) for producers in carbonate reservoirs |
-
2015
- 2015-07-13 RU RU2015128411/03A patent/RU2600137C1/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4807703A (en) * | 1987-08-19 | 1989-02-28 | Mobil Oil Corporation | Fracture acidizing sandstone formations |
| RU2208150C1 (en) * | 2002-10-24 | 2003-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Конструкторское бюро буровых технологий" | Method of bottomhole zone treatment |
| RU2467164C2 (en) * | 2010-06-01 | 2012-11-20 | Открытое Акционерное Общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" (ОАО "НИИнефтепромхим") | Method of bottom hole formation zone processing |
| RU2442888C1 (en) * | 2010-08-06 | 2012-02-20 | Закрытое акционерное общество "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН" (ЗАО "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН") | Method for formation acid treatment |
| RU2467163C1 (en) * | 2011-04-01 | 2012-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Method of processing primarily flat horizontal well hole for removal of mud bulk from bottom-hole formation zone |
| RU2547850C2 (en) * | 2013-05-06 | 2015-04-10 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Large-volume selective acid treatment (lvsat) for producers in carbonate reservoirs |
| RU2534284C1 (en) * | 2013-08-15 | 2014-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of oil formation treatment |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ЛОГИНОВ Б. Г. и др. Руководство по кислотным обработкам скважин, Москва, ";Недра";, 1966, с. 124-131, 198, 199. * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2696686C2 (en) * | 2017-09-12 | 2019-08-05 | ПАО "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of treatment of bottomhole zone of wells in order to intensify oil and gas production |
| RU2784698C2 (en) * | 2021-04-24 | 2022-11-29 | Акционерное общество «МАКойл» | Method for technological processing of wells |
| RU2792124C1 (en) * | 2022-04-26 | 2023-03-16 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Method for hydrochloric acid treatment of the bottom-hole zone of an oil reservoir |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2489571C2 (en) | Preliminary analysis of drilling site for planning of deposite mining | |
| EA006928B1 (en) | Use of distributed temperature sensors during wellbore treatments | |
| RU2548291C2 (en) | Method of reservoir hydraulic fracturing with selective flow injection | |
| US20160010440A1 (en) | Oil production intensification device and method | |
| RU2482268C1 (en) | Recovering method of working condition of gas-oil production well with horizontal and/or subhorizontal end during operation, and technological complex for method's implementation | |
| US11136865B2 (en) | Integrated construction method of fracturing and tertiary oil recovery for low-permeability reservoir | |
| RU2544931C1 (en) | Carbonaceous oil deposit development method | |
| CN108661613B (en) | Method for increasing injection of water injection development oil reservoir | |
| US10677036B2 (en) | Integrated data driven platform for completion optimization and reservoir characterization | |
| RU2457324C1 (en) | Method of evaluation of deposit volume in well flow column | |
| RU2345214C2 (en) | Method of oil and gas influx development and intensification, waterproofing procedure and related device for implementation thereof | |
| RU2600137C1 (en) | Method of process well treatment | |
| Grezina | Downhole device design and results of its utilization under acid-implosion action | |
| RU2525413C2 (en) | Method of production of oils, gas condensates and gases from deposits and provision of continuous operation of production and injection wells | |
| RU2703093C2 (en) | Treatment method of borehole zone of low-permeable bed and device for its implementation | |
| RU2713047C1 (en) | Method for proppant hydraulic fracturing of oil formation | |
| RU2584253C2 (en) | Method for reactant-wave treatment of bottomhole formation zone with filtration pressure waves | |
| RU2610946C1 (en) | Method for removing of deposits from flow column of oil wells | |
| RU2285794C1 (en) | Well bottom zone treatment method | |
| RU2638668C1 (en) | Method of thermofoam-acid treatment of near-well zone of carbonate reservoir | |
| Mei et al. | Formation Damage and Treatment of Offshore Water Disposal Wells in Saudi Arabia: Case Studies | |
| RU2730064C1 (en) | Method of opening and development of heterogeneous reservoirs | |
| RU2206704C2 (en) | Method of well flushing | |
| US11840920B1 (en) | Downhole fluid acquisition, hidden pay identification, and stimulation system and method | |
| AU2014414065B2 (en) | Debris control systems, apparatus, and methods |