RU2601879C1 - Способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины после проведения гидравлического разрыва пласта - Google Patents
Способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины после проведения гидравлического разрыва пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2601879C1 RU2601879C1 RU2015148176/03A RU2015148176A RU2601879C1 RU 2601879 C1 RU2601879 C1 RU 2601879C1 RU 2015148176/03 A RU2015148176/03 A RU 2015148176/03A RU 2015148176 A RU2015148176 A RU 2015148176A RU 2601879 C1 RU2601879 C1 RU 2601879C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pressure
- formation
- foam
- cycle
- well
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 65
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims abstract description 60
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims abstract description 60
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 28
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 title claims abstract description 19
- 239000006260 foam Substances 0.000 claims abstract description 46
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 21
- 238000003825 pressing Methods 0.000 claims abstract description 14
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 10
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims abstract description 4
- 239000002699 waste material Substances 0.000 claims abstract 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 20
- 230000000740 bleeding effect Effects 0.000 claims description 3
- 238000007599 discharging Methods 0.000 claims description 2
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 claims description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 59
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 abstract 2
- 238000011112 process operation Methods 0.000 abstract 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 22
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 13
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 12
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 11
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 8
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 8
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 7
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 7
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 5
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 5
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 4
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 3
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 3
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 3
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 3
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 2
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 2
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 238000011001 backwashing Methods 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 238000005530 etching Methods 0.000 description 1
- 230000005284 excitation Effects 0.000 description 1
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 239000000706 filtrate Substances 0.000 description 1
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 210000004243 sweat Anatomy 0.000 description 1
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам очистки призабойных зон низкопроницаемых пластов в нагнетательных скважинах после проведения в них гидравлического разрыва пласта (ГРП). После проведения ГРП в скважину спускают колонну НКТ с пакером, производят замену скважинной жидкости на пену и посадку пакера над пластом, последовательно производят закачку в три цикла путем надавливания на пласт водогазовой смесью - пеной. Давление закачки пены в пласт с каждым циклом надавливания увеличивают ступенчато с равномерным шагом до значения, не превышающего в последнем цикле надавливания давления ГРП. Каждый цикл надавливания состоит из трех технологических операций, заключающихся в закачке пены в пласт по колонне НКТ до давления, соответствующего каждому циклу с последующим стравливанием давления через колонну НКТ с открытием крана на устьевой арматуре и изливом отработанной пены через штуцер. Проходной диаметр штуцера уменьшают с увеличением давления в каждом цикле надавливания на пласт пеной, причем с каждой технологической операцией сброс давления от давления закачки производят ступенчато с равномерным шагом до атмосферного в последней технологической операции. По окончании каждого цикла надавливания производят распакеровку, замену штуцера на больший проходной диаметр и обратную промывку скважины, далее производят посадку пакера для проведения следующего цикла. Повышается эффективность очистки, снижаются потери приемистости низкопроницаемых пластов, расширяются функциональные возможности способа независимо от наличия близкорасположенной добывающей скважины. 3 ил.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам очистки призабойных зон низкопроницаемых пластов в нагнетательных скважинах после проведения в них гидравлического разрыва пласта.
Известен способ очистки призабойной зоны скважин импульсным дренированием (патент RU №2159326, МПК Е21В 43/25, опубл. 20.11.2000 г., Бюл. №32), включающий формирование депрессионного перепада давления между призабойной зоной пласта и полостью насосно-компрессорных труб (НКТ), стравливание давления при интенсивном передвижении флюида из призабойной зоны пласта по НКТ к поверхности при резком открытии прерывателем полости насосно-компрессорных труб, создание периодических импульсов давления в призабойной зоне пласта путем коммутации прерывателем потока жидкости. Депрессионный перепад давления между призабойной зоной пласта и полостью НКТ формируют путем закачки флюида в затрубное пространство скважины при закрытии прерывателем полости НКТ, стравливание производят при закрытии на устье полости затрубного пространства и резком открытии прерывателем полости НКТ, периодические импульсы давления создают в виде затухающей стоячей волны, перемещающейся по полости НКТ на каждом этапе стравливания давления путем резкого перекрытия полости НКТ прерывателем в период наиболее интенсивного подъема флюида из скважины, затухающие колебания контролируют по устьевому датчику давления, установленному в полости НКТ, и прерывают в начальный период депрессионного подъема давления на уровне призабойной зоны путем открытия прерывателем полости НКТ, этапы стравливания, формирования импульсов давления и прерывания последних повторяют до снижения сформированного перепада давления, циклы формирования перепада давления, этапы стравливания с формированием импульсов давления проводят до тех пор, пока текущее время формирования перепада давления, контроль за которым производят на каждом цикле и которое возрастает на первых циклах при одной и той же производительности закачки флюида, не сравняется с временем предыдущего цикла, при этом в качестве закачиваемого в скважину флюида для обработки нагнетательных скважин используют техническую воду в композиции с химическими реагентами, в частности техническую воду.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, низкая эффективность способа, амплитуда волны быстро затухает, требуются регулярный долив жидкости в скважину для поддержания необходимого давления и возбуждение колебаний открыванием и закрыванием прерывателя потока;
- во-вторых, низкое качество очистки призабойной зоны пласта, связанное с тем, что в процессе реализации способа применяют техническую воду, несовместимую с пластовой водой;
- в-третьих, низкая эффективность очистки призабойной зоны нагнетательной скважины после проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП), обусловленная тем, что излив из нагнетательной скважины производят с высокой скоростью с возникновением гидроудара, при этом происходит резкий неполный (частичный) вынос загрязнений (кольматанта) из пор пород в призабойной зоне пласта в ствол скважины, что не позволяет восстановить проницаемость призабойной зоны пласта в полной мере. Это приводит к резкому снижению приемистости призабойной зоны пласта нагнетательной скважины сразу после начала эксплуатации скважины, что негативно отражается на результате ГРП.
Наиболее близким по технической сущности является способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины (патент RU №2332557, МПК Е21В 37/00, опубл. 27.08.2008 г., Бюл. №24), включающий закачку воды в нагнетательную скважину, манипулирование задвижками водовода и устьевой арматуры нагнетательной скважины и излив воды с загрязнениями из призабойной зоны пласта, при этом непосредственно перед изливом осуществляют закачку водогазовой смеси в суммарном объеме не менее суммы внутреннего объема спущенных в забой НКТ, внутреннего объема эксплуатационной колонны, заключенного между башмаком НКТ и подошвой нижнего перфорированного пласта, а также объема перфорированного пласта с учетом его пористости в радиусе, охваченном изливом, после чего производят излив жидкости с утилизацией выносимых из призабойной зоны пласта кольматанта и газа, при этом излив из нагнетательной скважины осуществляют в емкость, расположенную в приустьевой зоне этой скважины с максимальным расходом.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, низкая эффективность очистки призабойной зоны, обусловленная тем, что излив из нагнетательной скважины производят с максимальным расходом, при этом происходит резкий нерегулируемый вынос загрязнений и газа из пор пород в призабойной зоне пласта в ствол скважины, при этом частично загрязнения остаются в порах пласта, те которые не успели «оторваться» из пор пород пласта. В основном это мелкие фракции загрязнений, которые не позволяют в дальнейшем в полной мере восстановить проницаемость призабойной зоны пласта, что приводит к потере приемистости низкопроницаемого пласта нагнетательной скважины сразу после начала эксплуатации скважины, а это негативно отражается на результате ГРП в целом;
- во-вторых, низкое качество очистки призабойной зоны пласта, связанное с тем, что в процессе реализации способа применяют водогазовую смесь, несовместимую с пластовой водой и вызывающую набухание глин пласта, а низкое содержание газа в смеси (от 1:1 до 1:5) ухудшает разрушение заиленных отложений в порах призабойной зоны пласта;
- в-третьих, ограниченное применение, так как при реализации способа в качестве газа применяют попутный нефтяной газ из близкорасположенной добывающей скважины, поэтому при отсутствии последней вблизи нагнетательной скважины реализация способа невозможна. Кроме того, при использовании попутного нефтяного газа возникает взрыво- и пожароопасная ситуация на скважине.
Техническими задачами предлагаемого изобретения являются повышение эффективности очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины после проведения ГРП и снижение потери приемистости низкопроницаемых пластов при последующей эксплуатации скважины за счет обеспечения полного выноса загрязняющих частиц различных фракций из призабойной зоны пласта плавным регулируемым изливом жидкости с загрязнениями и газом в емкость через штуцер, повышение качества очистки за счет применения пены, в состав которой входит жидкость, совместимая с пластовой водой и породами, слагающими пласт, а также расширение функциональных возможностей способа и исключение возникновения взрывопожароопасной ситуации на скважине.
Поставленные технические задачи решаются способом очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины после проведения гидравлического разрыва пласта - ГРП, включающим спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, закачку водогазовой смеси в нагнетательную скважину, манипулирование задвижками водовода и устьевой арматуры нагнетательной скважины, излив с утилизацией выносимых из призабойной зоны пласта загрязнений и газа из нагнетательной скважины в емкость, расположенную в приустьевой зоне этой скважины.
Новым является то, что после проведения ГРП в скважину спускают колонну НКТ с пакером, производят замену скважинной жидкости на пену и посадку пакера над пластом, последовательно производят закачку в три цикла путем надавливания на пласт водогазовой смесью - пеной, при этом давление закачки пены в пласт с каждым циклом надавливания увеличивают ступенчато с равномерным шагом до значения, не превышающего в последнем цикле надавливания давления ГРП, при этом каждый цикл надавливания состоит из трех технологических операций, заключающихся в закачке пены в пласт по колонне НКТ до давления, соответствующего каждому циклу с последующим стравливанием давления через колонну НКТ с открытием крана на устьевой арматуре и изливом отработанной пены через штуцер, при этом проходной диаметр штуцера уменьшают с увеличением давления в каждом цикле надавливания на пласт пеной, причем с каждой технологической операцией сброс давления от давления закачки производят ступенчато с равномерным шагом до атмосферного в последней технологической операции, по окончании каждого цикла надавливания производят распакеровку, замену штуцера на больший проходной диаметр и обратную промывку скважины промывочной жидкостью, причем после промывки производят посадку пакера для проведения следующего цикла.
Сущность способа.
Причиной снижения приемистости скважин после ГРП является то, что закачиваемая в пласт вода всегда содержит в себе различного рода примеси. Фильтрация закачиваемой воды через пористую среду сопровождается снижением ее проницаемости и уменьшением содержания в фильтрате частиц всех размеров. Размер частиц, содержащихся в закачиваемой воде, должен быть либо очень малым, чтобы они могли транспортироваться на большие расстояния от забоя скважины и не заиливать призабойную зону, либо быть намного больше самых больших пор, чтобы они не имели возможности заходить в них и, следовательно, кольматировать поры. В этом случае большие частицы создают защитный экран высокой проницаемости для закачиваемой воды непосредственно на поверхности пористой среды. При закачке в пласт любых жидкостей имеет место снижение приемистости нагнетательных скважин. Установлено, что коллекторы с низкой проницаемостью кольматируются до более высоких значений быстрее, особенно при прокачке меньших объемов воды. Это всегда нужно иметь в виду и не относить процессы снижения проницаемости только за счет разбухания глин. Пласты с низкой проницаемостью при закачке неочищенной до высоких кондиций воды будут кольматированы в первые же часы работы скважин со всеми вытекающими отсюда последствиями. Обязательным элементом после проведения ГРП в нагнетательных скважинах должно быть последующее незамедлительное удаление из пластов попавших в них реагентов. Если вода не пройдет через закольматированные участки пласта, нефть из них вытеснена не будет.
Предлагаемый способ реализуется в нагнетательных скважинах с низкопроницаемыми пластами, характеризующихся кольматацией призабойной зоны пласта после проведения в них ГРП. Он осуществляется путем циклического надавливания на пласт пеной со ступенчатым увеличением давления и последующим постепенным ступенчатым сбрасыванием давления (регулируемым изливом) в скважине. Знакопеременные значительные по величине градиенты давления, образующиеся при распространении в пласт волны «репрессии-депрессии», разрушают структурные связи кольматанта в порах призабойной зоны низкопроницаемого пласта, образовавшегося там в результате выпадения примесей из воды, закачиваемой в пласт в процессе проведения ГРП, а ступенчатое увеличение скорости излива, регулируемое на устье скважины штуцерами, способствует постепенному выносу кольматанта из призабойной зоны пласта в ствол скважины.
На фиг. 1, 2, 3 последовательно и схематично изображен процесс реализации предлагаемого способа очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины после проведения ГРП.
Способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины после проведения ГРП включает спуск в скважину 1 (см. фиг. 1) колонны НКТ 2 с пакером 3. На устье скважины готовят водогазовую смесь в виде пены, при этом жидкость, используемая в пене, должна быть совместимой с пластовой водой и слагающими пласт 4 породами. В качестве жидкости для приготовления пены используют жидкость, совместимую с пластовой водой и слагающими пласт породами, например пресную воду плотностью ρ=1020 кг/м3 с добавлением 3%-ного раствора хлористого кальция (CaCl2), что исключает набухание глин в пласте 4. А также используют кальций хлористый технический по ГОСТ 450-77. Для улучшения вспенивания жидкости и повышения эффективности процесса в жидкость добавляют 1%-ный раствор неионогенного поверхностно-активного вещества (НПАВ) ОП-10, используемый по ГОСТ 8433-81. Данную жидкость готовят в емкости 5 на устье скважины 1.
В качестве газа для приготовления пены используют инертный газ, например азот, который доставляют на скважину 1 в цистерне 6 или вырабатывают непосредственно на устье скважины 1 при помощи азотной станции. Инертный газ исключает создание на скважине взрыво- и пожароопасной ситуации.
Далее на устье скважины 1 обвязывают насосный агрегат 7 и газокомпрессорную установку 8 через тройник 9 с колонной НКТ 2. Насосный агрегат и газокомпрессорную установку используют любого известного производителя. Запускают в работу насосный агрегат 7, который производит закачку жидкости из емкости 5, и газокомпрессорную установку 8, которая подает азот из цистерны 6.
В колонну НКТ 2 подают пену с качеством пены 60-70, т.е. с содержанием газа (азота) 60-70% в объемной концентрации и 30-40% жидкости в объемной концентрации на 1 м3 пены. Качество пены 60-70 при ее закачке в скважину 1 по колонне НКТ 2 регулируют объемами подачи жидкости и газа, закачку осуществляют при помощи насосного агрегата 7 и газокомпрессорной установки 8.
Производят замену скважинной жидкости на пену по всему стволу скважины, т.е. в объеме скважины, например 22 м3. Производят посадку пакера 3 выше кровли пласта 4, при этом башмак 10 колонны НКТ 2 располагают ниже подошвы 11 пласта 4 на 3 м. Далее последовательно производят закачку в три цикла путем надавливания на пласт 4 пеной, при этом давление закачки пены в пласт с каждым циклом поднимают ступенчато с равномерным шагом до значения, не превышающего в последнем (третьем) цикле надавливания давления, при котором производился ГРП, например, на 10%. Например, давление ГРП в процессе его проведения составляло 23 МПа. Осуществляют три цикла надавливания до значений давления: 9,0; 15,0; и 21,0 МПа, при этом на устье скважины 1 на верхнем конце в колонну НКТ 2 при каждом цикле надавливания на пласт 4 пеной устанавливают соответствующий каждому значению давления штуцер 12 с проходным диаметром - d, равным 10, 8 и 6 мм соответственно, т.е. с увеличением давления надавливания на пласт 4 уменьшают пропускной диаметр штуцера 12.
Благодаря ступенчатому повышению давления закачки пены в каждом цикле происходят разупрочнение кольматантов (примесей) и отрыв их от стенок поровых каналов коллектора, а благодаря уменьшению пропускного диаметра штуцера с увеличением давления надавливания на пласт улучшаются условия выноса защемленных фаз газа, нефти и воды, интенсифицируются фильтрация и продвижение твердых и высоковязких частиц по поровой среде. Каждый цикл надавливания состоит из трех технологических операций, заключающихся в закачке пены в пласт 4 с качеством пены 60-70, т.е. с содержанием газа (азота) 60-70% в объемной концентрации и 30-40% жидкости в объемной концентрации на 1 м3 пены, при этом насосный агрегат 7 производит закачку жидкости из емкости 5, газокомпрессорная установка 8 подает азот из цистерны 6.
Технологические операции по закачке пены в пласт 4 (см. фиг. 2) по колонне НКТ 2 производят до давления, соответствующего каждому циклу с последующим сбросом давления через колонну НКТ 2 с открытием крана 13 на устьевой арматуре и изливом жидкости с утилизацией выносимых из призабойной зоны пласта кольматанта и газа из нагнетательной скважины 1 через штуцер 12 в емкость 14, расположенную в приустьевой зоне скважины 1.
Производят первый цикл надавливания пеной на пласт 4, состоящий из трех технологических операций по надавливанию пеной под давлением закачки 9,0 МПа. В каждой технологической операции сброс давления от давления закачки (9,0 МПа) производят ступенчато с равномерным шагом (9,0 МПа/3=3,0 МПа) по колонне НКТ 2 через штуцер 12 при открытом кране 13 с условием достижения нуля в последней (третьей) технологической операции. Таким образом, в первом цикле надавливания при первой технологической операции при достижении давления закачки 9,0 МПа сбрасывают давление на 3,0 МПа, т.е. до 6,0 МПа; при второй технологической операции при достижении давления закачки 9,0 МПа сбрасывают давление на 6,0 МПа, т.е. до 3,0 МПа; при третьей технологической операции при достижении давления закачки 9,0 МПа сбрасывают давление на 9,0 МПа, т.е. до атмосферного давления (до нуля).
Производят второй цикл надавливания пеной на пласт 4, также состоящий из трех технологических операций по надавливанию пеной под давлением закачки 15,0 МПа. В каждой технологической операции сброс давления от давления закачки (15,0 МПа) производят ступенчато с равномерным шагом (15,0 МПа/3=5,0 МПа) по колонне НКТ 2 через штуцер 12 при открытом кране 13 с условием достижения нуля в последней (третьей) технологической операции. Таким образом, во втором цикле надавливания при первой технологической операции при достижении давления закачки 15,0 МПа сбрасывают давление на 5,0 МПа, т.е. до 10,0 МПа; при второй технологической операции при достижении давления закачки 15 МПа сбрасывают давление на 10,0 МПа, т.е. до 5,0 МПа; при третьей технологической операции при достижении давления закачки 15,0 МПа сбрасывают давление на 15 МПа, т.е. до атмосферного давления (до нуля).
Производят третий цикл надавливания пеной на пласт 4, также состоящий из трех технологических операций по закачке пены в пласт 4 под давлением закачки 21,0 МПа. В каждой технологической операции сброс давления от давления закачки (21,0 МПа) производят ступенчато с равномерным шагом (21,0 МПа/3=7,0 МПа) по колонне НКТ 2 через штуцер 12 при открытом кране 13 с условием достижения атмосферного давления в последней (третьей) технологической операции. Таким образом, в третьем цикле надавливания при первой технологической операции при достижении давления закачки 21,0 МПа сбрасывают давление на 7,0 МПа, т.е. до 14,0 МПа; при второй технологической операции при достижении давления закачки 21,0 МПа сбрасывают давление на 14,0 МПа, т.е. до 7,0 МПа; при третьей технологической операции при достижении давления закачки 21,0 МПа сбрасывают давление на 21,0 МПа, т.е. до атмосферного давления (до нуля).
Излив через штуцер 12 со ступенчатым сбросом давления после каждой технологической операции создает в обратном потоке по колонне НКТ 2 пену с регулируемым газосодержанием, что обеспечивает оптимальный уровень депрессии на пласт 4 и наиболее благоприятные условия для извлечения загрязняющих жидких и твердых частиц (кольматанта) из поровой среды коллектора и их эффективного выноса по стволу скважины.
Повышение эффективности предлагаемого способа достигается за счет циклического глубокого воздействия упругими колебаниями давления пены на загрязненную призабойную зону пласта с регулируемой скоростью сброса давления (излива), и при этом в забое скважины создается пониженное давление, способствующее движению кольматирующих частиц и их выносу из призабойной зоны в скважину.
По окончании каждого цикла, т.е. три раза (между первым и вторым, вторым и третьим, после третьего), производят распакеровку пакера 3 (см. фиг. 3), закрывают краны 13, 15 и открывают кран 16, производят обратную промывку скважины 1, например, в объеме скважины, равном 22 м3, технологической жидкостью, например сточной водой плотностью ρ=1100 кг/м3. Закачку технологической жидкости осуществляют насосным агрегатом 17 любого известного производителя из автоцистерны (на фиг. 1, 2, 3 не показана) в межколонное пространство 18 (см. фиг. 3) и выходом по колонне НКТ 2 в желобную емкость 19. По окончании промывки после каждого цикла производят посадку пакера 3 для проведения следующего цикла.
После обратной промывки по окончании третьего цикла демонтируют оборудование на устье и извлекают колонну НКТ 2 с пакером 3 из скважины 1.
Предлагаемый способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины позволяет:
- повысить эффективность очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины после проведения ГРП и снизить потери приемистости низкопроницаемых пластов за счет обеспечения полного выноса загрязняющих частиц различных фракций из призабойной зоны пласта плавным регулируемым изливом жидкости с загрязнениями и газом в емкость через штуцер при последующей эксплуатации скважины;
- расширить функциональные возможности способа независимо от наличия близкорасположенной добывающей скважины;
- повысить качество очистки за счет применения пены, в состав которой входит жидкость, совместимая с пластовой водой и породами, слагающими пласт;
- исключить возникновение взрыво- и пожароопасной ситуации на скважине за счет применения инертного газа.
Claims (1)
- Способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины после проведения гидравлического разрыва пласта - ГРП, включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, закачку водогазовой смеси в нагнетательную скважину, манипулирование задвижками водовода и устьевой арматуры нагнетательной скважины и излив с утилизацией выносимых из призабойной зоны пласта кольматанта и газа из нагнетательной скважины в емкость, расположенную в приустьевой зоне этой скважины, отличающийся тем, что после проведения ГРП в скважину спускают колонну НКТ с пакером, производят замену скважинной жидкости на пену и посадку пакера над пластом, последовательно производят закачку в три цикла путем надавливания на пласт водогазовой смесью - пеной, при этом давление закачки пены в пласт с каждым циклом надавливания увеличивают ступенчато с равномерным шагом до значения, не превышающего в последнем цикле надавливания давления ГРП, при этом каждый цикл надавливания состоит из трех технологических операций, заключающихся в закачке пены в пласт по колонне НКТ до давления, соответствующего каждому циклу с последующим стравливанием давления через колонну НКТ с открытием крана на устьевой арматуре и изливом отработанной пены через штуцер, при этом проходной диаметр штуцера уменьшают с увеличением давления в каждом цикле надавливания на пласт пеной, причем с каждой технологической операцией сброс давления от давления закачки производят ступенчато с равномерным шагом до атмосферного в последней технологической операции, по окончании каждого цикла надавливания производят распакеровку, замену штуцера на больший проходной диаметр и обратную промывку скважины промывочной жидкостью, причем после промывки производят посадку пакера для проведения следующего цикла.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015148176/03A RU2601879C1 (ru) | 2015-11-09 | 2015-11-09 | Способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины после проведения гидравлического разрыва пласта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015148176/03A RU2601879C1 (ru) | 2015-11-09 | 2015-11-09 | Способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины после проведения гидравлического разрыва пласта |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2601879C1 true RU2601879C1 (ru) | 2016-11-10 |
Family
ID=57278218
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015148176/03A RU2601879C1 (ru) | 2015-11-09 | 2015-11-09 | Способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины после проведения гидравлического разрыва пласта |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2601879C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2696739C1 (ru) * | 2018-12-21 | 2019-08-05 | Общество с ограниченной ответственностью "Г4-Групп" | Способ стимуляции нефтегазового пласта закачкой композиции сжиженных газов |
| RU2789899C1 (ru) * | 2022-09-21 | 2023-02-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины и устройство для его осуществления |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1677278A1 (ru) * | 1988-06-29 | 1991-09-15 | Нефтегазодобывающее Управление "Полтаванефтегаз" Производственного Объединения "Укрнефть" | Способ обработки призабойной зоны пласта |
| SU1835136A3 (ru) * | 1989-12-05 | 1995-03-10 | Северо-Кавказский научно-исследовательский институт природных газов | Способ очистки призабойной зоны пласта |
| RU2118450C1 (ru) * | 1997-02-27 | 1998-08-27 | Открытое акционерное общество Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им.акад.А.П.Крылова | Способ обработки призабойной зоны скважины |
| WO2006026849A1 (en) * | 2004-09-10 | 2006-03-16 | Al Leduc | Method of foam emulsions well cleanout for gas well |
| RU2332557C1 (ru) * | 2007-02-28 | 2008-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины |
-
2015
- 2015-11-09 RU RU2015148176/03A patent/RU2601879C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1677278A1 (ru) * | 1988-06-29 | 1991-09-15 | Нефтегазодобывающее Управление "Полтаванефтегаз" Производственного Объединения "Укрнефть" | Способ обработки призабойной зоны пласта |
| SU1835136A3 (ru) * | 1989-12-05 | 1995-03-10 | Северо-Кавказский научно-исследовательский институт природных газов | Способ очистки призабойной зоны пласта |
| RU2118450C1 (ru) * | 1997-02-27 | 1998-08-27 | Открытое акционерное общество Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им.акад.А.П.Крылова | Способ обработки призабойной зоны скважины |
| WO2006026849A1 (en) * | 2004-09-10 | 2006-03-16 | Al Leduc | Method of foam emulsions well cleanout for gas well |
| RU2332557C1 (ru) * | 2007-02-28 | 2008-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2696739C1 (ru) * | 2018-12-21 | 2019-08-05 | Общество с ограниченной ответственностью "Г4-Групп" | Способ стимуляции нефтегазового пласта закачкой композиции сжиженных газов |
| RU2789899C1 (ru) * | 2022-09-21 | 2023-02-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины и устройство для его осуществления |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JP6694549B2 (ja) | シルト質海洋天然ガスハイドレート砂利呑吐採掘方法及び採掘装置 | |
| MXPA05007415A (es) | Metodo avanzado de inyeccion de gas y aparato complejo para recuperacion de hidrocarburos liquidos. | |
| RU2483209C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| CN100497883C (zh) | 疏松砂岩油藏置换防砂方法 | |
| RU2601879C1 (ru) | Способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины после проведения гидравлического разрыва пласта | |
| RU2183724C2 (ru) | Способ восстановления призабойной зоны пласта газовой скважины | |
| RU2296217C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| RU2228433C2 (ru) | Способ добычи нефти из обводняющихся скважин и устройство для его осуществления | |
| RU2393343C1 (ru) | Способ добычи углеводородов из обводняющегося пласта | |
| RU2537430C1 (ru) | Способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины | |
| RU2189433C2 (ru) | Способ добычи скважинной продукции и глубинно-насосные устройства для его осуществления (варианты) | |
| RU2534291C1 (ru) | Способ восстановления обводненной газовой или газокоденсатной скважины и предупреждения ее обводнения при дальнейшей эксплуатации | |
| RU2789899C1 (ru) | Способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины и устройство для его осуществления | |
| RU2376462C2 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с помощью импульсного режима отбора жидкости | |
| RU2786893C1 (ru) | Способ ингибирования скважины, оборудованной штанговой скважинной насосной установкой, в условиях, осложненных солеотложением в глубинно-насосном оборудовании | |
| RU2769862C1 (ru) | Способ реагентно-волновой гидроударной обработки прискважинной зоны коллекторов с трудноизвлекаемыми запасами нефти | |
| RU2238400C1 (ru) | Система и способ восстановления продуктивности скважины и добычи нефти насосным способом, в том числе после глушения | |
| RU2421606C1 (ru) | Способ разработки водонефтяной залежи | |
| RU2296216C9 (ru) | Способ освоения скважины | |
| RU2704087C2 (ru) | Способ эксплуатации скважины и устройство для его осуществления | |
| RU2787500C1 (ru) | Способ разработки многопластовой нефтяной залежи | |
| RU2794105C1 (ru) | Способ изоляции водопритоков в газовых скважинах с субгоризонтальным окончанием ствола | |
| RU2769027C1 (ru) | Способ интенсификации добычи продукции пласта с подошвенной водой (варианты) | |
| RU2670795C1 (ru) | Способ сокращения продолжительности ремонта скважины с применением установки с гибкой трубой | |
| RU2512222C1 (ru) | Способ очистки призабойной зоны скважины |