RU2614832C2 - Способ освоения нефтедобывающей скважины и устройство для его осуществления - Google Patents
Способ освоения нефтедобывающей скважины и устройство для его осуществления Download PDFInfo
- Publication number
- RU2614832C2 RU2614832C2 RU2015132341A RU2015132341A RU2614832C2 RU 2614832 C2 RU2614832 C2 RU 2614832C2 RU 2015132341 A RU2015132341 A RU 2015132341A RU 2015132341 A RU2015132341 A RU 2015132341A RU 2614832 C2 RU2614832 C2 RU 2614832C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- shank
- well
- liner
- tubing string
- granules
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - сокращение сроков освоения скважины, энергетических и трудозатрат на транспортировку, переработку и утилизацию используемой в способе кислоты, уменьшение коррозии внутрискважинного оборудования. Способ освоения нефтедобывающей скважины включает этапы: кислотной обработки призабойной зоны скважины, на котором закачивают кислотный раствор в призабойную зону, выжидают период времени реагирования кислотного раствора с породой призабойной зоны; свабирования, на котором спускают хвостовик в призабойную зону, причем хвостовик загружен гранулами металлического магния, спускают сваб в скважину, отбирают текучую среду из скважины, причем текучая среда, отбираемая из скважины посредством свабирования, при прохождении через хвостовик приводится в контакт с гранулами металлического магния, загруженного в хвостовик. Устройство для нейтрализации кислоты содержит хвостовик, соединенный с колонной насосно-компрессорных труб НКТ или представляющий собой часть колонны НКТ, при этом хвостовик имеет корпус, внутреннюю полость, в которую загружаются гранулы металлического магния, и отверстия для отбора текучей среды, выполненные в корпусе хвостовика, при этом полость хвостовика имеет сообщение с отверстием колонны НКТ, причем указанные отверстия имеют прямоугольную, круглую, трапециевидную форму или их комбинации. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 2 ил.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам освоения нефтедобывающих скважин.
Уровень техники
В общем случае под способом освоения понимается комплекс операций по вызову притока текучей среды из подземных формаций в скважину и подготовке скважины к эксплуатации. Одной из наиболее распространенных операций по вызову притока текучей среды из подземных формаций в скважину является кислотная обработка.
При осуществлении операции кислотной обработки призабойной зоны при освоении нефтедобывающей скважины возникает ряд существенных трудностей, связанных с необходимостью проведения дополнительных операций промывки скважины; откачивания, транспортировки, переработки и утилизации непрореагировавшей части кислоты и продуктов реакции кислоты с породой подземной формации, ведущих к увеличению сроков освоения нефтедобывающей скважины. Также высокая активность кислотного раствора обуславливает высокую степень коррозии внутрискважинного оборудования.
В настоящем изобретении вышеупомянутые проблемы были решены использованием металлического магния в виде гранул, загруженного в хвостовик колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), спущенного в призабойную зону нефтедобывающей скважины.
Использование металлического магния при кислотной обработке подземных формаций является широко известным. Так, известен способ воздействия на призабойную зону скважины (авторское свидетельство SU 142250, МПК Е21В 43/27), включающий спуск в скважину на колонне НТК устройства, включающего реактор, заполненный магниевой стружкой, и перфорированный наконечник (хвостовик). После спуска реактора в призабойную зону скважины трубы заполняют кислотой. Кислота приводится в контакт с магниевой стружкой и проникает через перфорированный наконечник (хвостовик) в призабойную зону и производит термохимический эффект.
Известен способ термохимической обработки призабойной зоны скважин (авторское свидетельство SU 442288, МПК Е21В 43/27), содержащий этапы нагнетания кислоты в насосно-компрессорные трубы и прокачки ее через гранулированный магний, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности обработки призабойной зоны и повышения нефтеотдачи пласта, магний подают в затрубное пространство.
Известен способ термокислотной обработки призабойной зоны продуктивных пластов (авторское свидетельство SU 1668645, МПК Е21В 43/27), в котором в скважину через насосно-компрессорные трубы (НКТ) раздельно вводят буферную жидкость, гранулированный или порошковый магний в жидкости-носителе - водном растворе формальдегида, буферную жидкость и водный раствор хлористого аммония и снова буферную жидкость. После достижения второй буферной подушки башмака НКТ осуществляют продавливание реагентов в пласт.
Однако обозначенные выше технические решения не направлены на решение указанных выше проблем, возникающих в сфере добычи нефти. В данных решениях взаимодействие металлического магния и кислоты направлено на повышение температуры кислотного раствора и последующей обработки призабойной зоны пласта. Также данные решения не обеспечивают защиты внутрискважинного оборудования от вредного воздействия кислоты (такого как коррозия), более того обуславливают высокую степень износа внутрискважинного оборудования.
Известен способ большеобъемной кислотной обработки карбонатного пласта (патент RU 2533393, МПК Е21В 43/27), который может быть принят в качестве прототипа, включающий закачку раствора щелочи в скважину для нейтрализации кислоты. Недостатком данного способа является проведение дополнительной стадии закачки раствора щелочи в скважину и последующей стадии ее промывки, что приводит к дополнительным временным и энергетическим затратам на освоение скважины. Также следует отметить, что закачка щелочного раствора в скважину для нейтрализации кислоты не обеспечивает необходимой степени нейтрализации, так как щелочной раствор может задерживаться в полостях скважины (или же кислота может оставаться в полостях, не охваченных щелочным раствором), что в свою очередь может привести попаданию кислоты в НКТ при отборе текучей среды.
Сущность изобретения
Для преодоления вышеуказанных проблем, предложен способ освоения путем свабирования нефтедобывающей скважины, включающий в себя этапы:
кислотной обработки призабойной зоны скважины, на котором:
- закачивают кислотный раствор в призабойную зону скважины,
- выжидают период времени реагирования кислотного раствора с породой призабойной зоны;
свабирования, на котором:
- спускают хвостовик в призабойную зону скважины, причем хвостовик загружен гранулами металлического магния,
- спускают сваб в скважину,
- отбирают текучую среду из скважины, причем текучая среда, отбираемая из скважины посредством свабирования, при прохождении через хвостовик приводится в контакт с гранулами металлического магния, загруженного в хвостовик.
Также предложен способ освоения нефтедобывающей скважины методом прямой откачки полученной жидкости в линию, включающий в себя этапы:
кислотной обработки призабойной зоны скважины, на котором:
- закачивают кислотный раствор в призабойную зону скважины,
- выжидают период времени реагирования кислотного раствора с породой призабойной зоны;
перевода скважины в режим эксплуатации, на котором:
- спускают хвостовик в призабойную зону скважины, причем хвостовик загружен гранулами металлического магния,
- спускают насосное оборудование в скважину,
- переводят насосное оборудование в режим эксплуатации,
- отбирают текучую среду из скважины, причем текучая среда, отбираемая из скважины посредством насосного оборудования, при прохождении через хвостовик приводится в контакт с гранулами металлического магния, загруженного в хвостовик;
- направляют откачиваемую текучую среду на выкидную линию.
При этом следует отметить, что отбираемая из скважины текучая среда, содержащая кислоту, нефть, пластовую воду, продукты реакции кислоты с породой подземной формации, после приведения в контакт с гранулами металлического магния имеет значение pH от 4 до 7.
В одном из вариантов предложен способ, в котором хвостовик представляет собой часть колонны НКТ, имеющую щелевые отверстия, расположенные по всей окружности вдоль указанной части колонны.
В одном из вариантов предложен способ, в котором хвостовик представляет собой часть колонны НКТ, имеющей с обеих сторон металлическую сетку.
В одном из вариантов предложен способ, в котором хвостовик представляет собой часть колонны НКТ, имеющую диаметр, меньший, чем диаметр остальной колонны НКТ.
В одном из вариантов предложен способ, в котором спускание хвостовика в призабойную зону скважины осуществляют непосредственно после закачивания кислотного раствора в призабойную зону скважины.
Следует отметить, что предложенный способ освоения может быть осуществлен в скважинах, имеющих призабойную зону, образованную коллекторами любых видов пород. Например, коллекторы терригенных, карбонатных, глинисто-кремнисто-битуминозных, вулканогенно-осадочных и других пород.
В одном из вариантов предложен способ, в котором гранулы металлического магния представляют собой стружку металлического магния.
В одном из вариантов предложен способ, в котором стружка металлического магния имеет толщину от 1 до 2 мм.
Следует отметить, что выбор вида, формы, размеров гранул металлического магния осуществляют в зависимости от вида, формы, размеров отверстий в хвостовике. Данное условие позволяет нейтрализовать кислоту, проходящую через хвостовик, до нужной степени, то есть доводя значение pH текучей среды до необходимого уровня, а именно от 4 до 7.
В одном из вариантов предложен способ, в котором длина хвостовика подбирается в зависимости от концентрации кислоты, закачиваемой в призабойную зону скважины, так как от концентрации кислоты зависит количество используемого магния. Соответственно большему количеству магния (соответственно большей концентрации закачиваемой кислоты) соответствует большая длина хвостовика. Так, например, количество магния, помещаемого в хвостовик, имеет значение, стехиометрически эквивалентное концентрации кислоты, закачиваемой в призабойную зону скважины. Также количество металлического магния, загружаемого в хвостовик, может подбираться в избытке к концентрации, закачиваемой в призабойную зону.
В одном из вариантов предложен способ, в котором насосное оборудование представляет собой скважинную насосную установку.
В одном из вариантов предложен способ, в котором кислотным раствором является раствор соляной, серной, плавиковой, уксусной, муравьиной и других кислот, и их смеси.
В одном из вариантов предложен способ, в котором хвостовик является дополнительным фильтром текучей среды.
Следует отметить, что в рамках настоящего изобретения может использоваться большинство из известных кислот и их смеси, среди них минеральные кислоты: соляная, серная, плавиковая, сульфаминовая и другие; органические кислоты: уксусная, муравьиная и другие. Возможность использования любых из известных кислот обусловлено высокой реакционной способности металлического магния по отношению к кислотам.
В одном из вариантов предложен способ, в котором хвостовик герметично соединен с приемом скважинной насосной установки.
Устройство для осуществления предложенного способа освоения нефтедобывающих скважин представляет собой устройство для нейтрализации кислоты, содержащее хвостовик, соединенный с колонной НКТ, при этом хвостовик имеет корпус, внутреннюю полость, в которую загружаются гранулы металлического магния, и отверстия, выполненные в корпусе хвостовика, при этом полость хвостовика имеет сообщение по текучей среде с нижним отверстием колонны НКТ.
В одном из вариантов предложено устройство, в котором хвостовик имеет цилиндрическую или прямоугольную форму. Следует отметить, что для удобства спуска устройства и ускорения освоения нефтедобывающей скважины хвостовик предпочтительно выполняют цилиндрической формы, однако, хвостовик может иметь прямоугольную, трапециевидную или любую другую форму.
В одном из вариантов предложено устройство, в котором хвостовик является съемным, при этом хвостовик соединен с колонной НКТ посредством резьбового соединения.
В одном из вариантов предложено устройство, в котором хвостовик является съемным, при этом хвостовик соединен с колонной НКТ посредством болтового соединения.
Следует отметить, что в ходе работ по освоению нефтедобывающей скважины хвостовик устройства может изнашиваться, например, в результате забивания щелей хвостовика породой подземной формации, находящейся в отбираемой текучей среде, в связи с чем для ускорения проведения процесса освоения нефтедобывающей скважины хвостовик предпочтительно выполняют с возможностью съема, демонтажа для его замены.
В одном из вариантов предложено устройство, в котором ширина полости хвостовика подбирается в зависимости от конструкции скважины.
Однако следует понимать, что для обеспечения необходимого значения pH отбираемой среды от 4 до 7, хвостовик должен иметь длину и полость, достаточные для вмещения необходимого количества гранул металлического магния, подобранного в зависимости от концентрации закачиваемой в призабойную зону кислоты.
В одном из вариантов предложено устройство, в котором хвостовик представляет собой часть колонны НКТ, имеющую щелевые отверстия, расположенные по всей окружности вдоль указанной части колонны.
В одном из вариантов предложено устройство, в котором хвостовик представляет собой часть колонны НКТ, имеющую диаметр, меньший, чем диаметр остальной колонны НКТ.
В одном из вариантов предложено устройство, в котором корпус хвостовика представляет собой металлическую сетку.
В одном из вариантов предложено устройство, в котором отверстия в хвостовике выполнены прямоугольной, круглой или трапециевидной формы, или их комбинации. Следует отметить, что вид, форма и размеры отверстий в хвостовике соотносятся с видом, формой и размерами гранул металлического магния, загруженных в полость хвостовика, так чтобы, например, не осуществлялся унос гранул в процессе отбора текучей среды из скважины.
Следует понимать, что посредством настоящего способа и устройства для нейтрализации кислоты достигается технический результат, заключающийся в сокращении временных и энергетических издержек при освоении скважины за счет отказа от операции промывки скважины, отказа от непосредственной операции нейтрализации кислоты в поверхностных условиях, связанной с операцией откачки непрореагировавшей с породой подземной формации кислоты, а также в сокращении энергетических и трудозатрат на транспортировку, переработку и утилизацию не прореагировавшей с породой подземной формации кислоты, а также повышение эффективности нейтрализации. Кроме того, настоящее изобретение обеспечивает уменьшение коррозии внутрискважинного оборудования ввиду того, что кислота нейтрализуется в нижней части НКТ, и благодаря этому текучая среда, отбираемая из скважины, обладает значением pH от 4 до 7. Также, настоящее изобретение уменьшает воздействие на окружающую среду при проведении освоения нефтедобывающей скважины за счет отсутствия стадии утилизации не прореагировавшей с породой подземной формации кислоты.
Задачей, решаемой настоящим изобретением, является уменьшение временных и энергетических затрат на проведения процесса освоения нефтедобывающей скважины, а также уменьшение коррозии внутрискважинного оборудования и уменьшение воздействия на окружающую среду при проведении освоения нефтедобывающей скважины. Также данный способ направлен на повышение эффективности нейтрализации не прореагировавшей с породой подземной формации кислоты. Как уже было описано при раскрытии документа RU 2533393, закачка нейтрализующих кислоту растворов не может обеспечить высокую степень нейтрализации, так как вследствие неоднородности скважины, нейтрализующий раствор может быть поглощен каким-либо пластом, может задерживаться в полостях скважины (так же как и кислота может оставаться в полостях, не охваченных щелочным раствором), что ведет к не полной нейтрализации кислоты, и, как следствие, будет наблюдаться высокая степень коррозии внутрискважинного оборудования. В настоящем документе под эффективностью нейтрализации понимается как можно более полная нейтрализация кислоты, ведущая к минимизации коррозии внутрискважинного оборудования. В настоящем изобретении повышение эффективности нейтрализации осуществляется посредством использования металлического магния, который, взаимодействуя с кислотой, приводит к ее нейтрализации. При этом следует отметить, что в настоящем изобретении вся непрореагировавшая кислота вступает в контакт с металлическим магнием, вследствие чего повышается эффективность нейтрализации.
Краткое описание чертежей
Далее подробнее будут описаны наиболее предпочтительные варианты осуществления изобретения со ссылкой на чертежи, на которых:
на фиг. 1 иллюстративно представлена схема способа освоения нефтедобывающей скважины с использованием сваба согласно настоящему изобретению;
на фиг. 2 иллюстративно представлена схема способа освоения нефтедобывающей скважины с использованием насосного оборудования согласно настоящему изобретению.
Следует отметить, что фигуры начерчены приблизительно, и служат только для иллюстративных целей, а не определения истинных размеров показанных элементов.
Описание предпочтительных вариантов осуществления изобретения
Последующее описание относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам освоения нефтедобывающих скважин и к устройству для осуществления этих способов. Далее изобретение будет подробнее описано в наиболее предпочтительных вариантах осуществления со ссылкой на чертежи, на которых схематично проиллюстрированы схемы способов освоения нефтедобывающей скважины.
Предложен способ освоения нефтедобывающей скважины с использованием сваба согласно настоящему изобретению. На фиг. 1 представлена схема способа освоения нефтедобывающей скважины с использованием сваба согласно настоящему изобретению. Согласно данному способу подбирается состав кислотного раствора, концентрация кислоты и количество кислотного раствора в зависимости от условий нефтедобывающей скважины. Далее проводят этап кислотной обработки призабойной зоны скважины. Кислотный раствор закачивают в призабойную зону скважины любыми известными в данной области техники способами. Выжидают период времени реагирования кислотного раствора с породой призабойной зоны. Заранее в зависимости от концентрации кислоты подбирается количество гранул металлического магния и длина хвостовика 2, спускаемого в призабойную зону нефтедобывающей скважины. Также в зависимости от концентрации кислоты подбираются вид, форма и параметры гранул металлического магния, такие как толщина и диаметр. Гранулы металлического магния загружают в хвостовик 2. После проведения операции по закачиванию кислоты осуществляют спуск хвостовика 2, загруженного гранулами металлического магния, на колоннах НКТ в призабойную зону скважины и начинают осуществлять операции по периодическому спуску сваба 1 в скважину.
На этапе свабирования текучую среду, содержащую кислоту, нефть, пластовую воду, растворимые соли, отбирают из скважины посредством сваба 1. Технология свабирования является широко известной в данной области техники. При проведении операции свабирования текучая среда, отбираемая из скважины, проходит через хвостовик 2, загруженный гранулами металлического магния. При этом происходит приведение в контакт текучей среды с гранулами металлического магния. Приведение в контакт текучей среды с гранулами металлического магния происходит при движении текучей среды через хвостовик 2, загруженный гранулами металлического магния, а именно при движении текучей среды через поровое пространство между гранулами металлического магния. Вид, форма, параметры гранул металлического магния обеспечивают создание необходимых условий прохождения отбираемой текучей среды через поровое пространство. В результате приведения в контакт текучей среды и гранул металлического магния происходит нейтрализация непрореагировавшей части кислоты посредством реакции металлического магния и непрореагировавшей части кислоты. Таким образом, после прохождения текучей среды через хвостовик 2 на поверхность поднимается текучая среда, имеющая значение pH от 4 до 7.
Предложен способ освоения нефтедобывающей скважины с использованием насосного оборудования согласно настоящему изобретению. На фиг. 2 представлена схема способа освоения нефтедобывающей скважины с использованием насосного оборудования согласно настоящему изобретению. Согласно данному способу подбирается состав кислотного раствора, концентрация кислоты и количество кислотного раствора в зависимости от условий нефтедобывающей скважины. Далее проводят этап кислотной обработки призабойной зоны скважины. Кислотный раствор закачивают в призабойную зону скважины любыми известными в данной области техники способами. Выжидают период времени реагирования кислотного раствора с породой призабойной зоны. Заранее в зависимости от концентрации кислоты подбирается количество гранул металлического магния и длина хвостовика 2, спускаемого в призабойную зону нефтедобывающей скважины. Гранулы металлического магния загружают в хвостовик 2.
После проведения операции по закачиванию кислоты осуществляют спуск хвостовика 2, загруженного гранулами металлического магния, на колоннах НКТ в призабойную зону скважины и спуск насосного оборудования 1 в скважину.
На этапе перевода скважины в режим эксплуатации насосное оборудование, спущенное в призабойную зону, переводится в режим эксплуатации. Текучую среду, содержащую кислоту, нефть, пластовую воду, растворимые соли, отбирают из скважины посредством насосного оборудования 1. Технология отбора текучей среды из скважины посредством насосного оборудования является широко известной в данной области техники. При проведении операции отбора текучей среды из скважины посредством насосного оборудования 1 текучая среда, отбираемая из скважины, проходит через хвостовик 2, загруженный гранулами металлического магния. При этом происходит приведение в контакт текучей среды с гранулами металлического магния. Приведение в контакт текучей среды с гранулами металлического магния происходит при движении текучей среды через хвостовик 2, загруженный гранулами металлического магния, а именно при движении текучей среды через поровое пространство между гранулами металлического магния. Вид, форма, параметры гранул металлического магния обеспечивают создание необходимых условий прохождения отбираемой текучей среды через поровое пространство. В результате приведения в контакт текучей среды и гранул металлического магния происходит нейтрализация непрореагировавшей части кислоты посредством реакции металлического магния и непрореагировавшей части кислоты. Таким образом, после прохождения текучей среды через хвостовик 2 на поверхность поднимается текучая среда, имеющая значение pH от 4 до 7. Далее текучая среда, имеющая значение pH от 4 до 7, направляется напрямую на выкидную линию.
Также можно отметить, что как в способе с использованием сваба, так и в способе с использованием насосного оборудования, после того как нейтрализована вся непрореагировавшая часть кислоты в отбираемой текучей среде, хвостовик 2 выполняет роль дополнительного фильтра.
В одном из предпочтительных вариантов осуществления предложен способ, в котором хвостовик 2 представляет собой часть колонны НКТ, имеющую щелевые отверстия, расположенные по всей окружности вдоль указанной части колонны.
В одном из предпочтительных вариантов осуществления предложен способ, в котором хвостовик 2 представляет собой часть колонны НКТ, имеющей с обеих сторон металлическую сетку.
В одном из предпочтительных вариантов осуществления предложен способ, в котором хвостовик 2 представляет собой часть колонны НКТ, имеющую диаметр, меньший, чем диаметр остальной колонны НКТ.
В одном из предпочтительных вариантов осуществления предложен способ, в котором спускание хвостовика 2 и сваба 1 в призабойную зону скважины осуществляют непосредственно после закачивания кислотного раствора в призабойную зону скважины.
В одном из предпочтительных вариантов осуществления предложен способ, в котором спускание хвостовика 2 в призабойную зону скважины осуществляют непосредственно после закачивания кислотного раствора в призабойную зону скважины.
В одном из предпочтительных вариантов осуществления предложен способ, в котором гранулы металлического магния представляют собой стружку металлического магния.
В одном из предпочтительных вариантов осуществления предложен способ, в котором стружка металлического магния имеет толщину от 1 до 2 мм.
В одном из предпочтительных вариантов осуществления предложен способ, в котором насосное оборудование 1 представляет собой скважинную насосную установку.
В одном из предпочтительных вариантов осуществления предложен способ, в котором кислотным раствором является раствор соляной, серной, плавиковой, уксусной, муравьиной и других кислот и их смеси.
В одном из предпочтительных вариантов осуществления предложен способ, в котором хвостовик 2 является дополнительным фильтром текучей среды.
В одном из предпочтительных вариантов осуществления предложен способ, в котором хвостовик 2 герметично соединен с приемом скважинной насосной установки.
В одном из предпочтительных вариантов осуществления, предложен способ, в котором количество гранул металлического магния, загружаемого в хвостовик 2, составляет количество стехиометрически эквивалентное концентрации кислоты, закачиваемой в призабойную зону.
В одном из предпочтительных вариантов осуществления, количество гранул металлического магния, загружаемого в хвостовик 2, составляет избыток по отношению к концентрации кислоты, закачиваемой в призабойную зону.
В одном из предпочтительных вариантов осуществления, вид, форма и размеры гранул металлического магния подбираются в зависимости от размеров отверстий в хвостовике.
Предложено устройство для осуществления настоящих способов освоения нефтедобывающей скважины, представляющее собой устройство для нейтрализации кислоты, содержащее хвостовик, соединенный с колонной НКТ, при этом хвостовик имеет корпус, внутреннюю полость, в которую загружаются гранулы металлического магния, и отверстия для отбора текучей среды, выполненные в корпусе хвостовика, при этом полость хвостовика имеет сообщение по текучей среде с нижним отверстием колонны НКТ. Корпус хвостовика 2 имеет отверстие, выполненное в верхней части хвостовика, для сообщения полости хвостовика с нижним отверстием колонны НКТ.
В одном из предпочтительных вариантов осуществления хвостовик 2 имеет корпус цилиндрической формы. Хвостовик 2 может иметь сужение или расширение по длине и ширине. Также хвостовик 2 может быть выполнен прямоугольной формы. В корпусе хвостовика 2 имеются отверстия, предназначенные для отбора текучей среды из скважины. Для обеспечения сохранности гранул металлического магния (например, с целью предотвращения попадания гранул металлического магния в ствол скважины) и обеспечения притока текучей среды в хвостовик 2 отверстия в корпусе хвостовика соответствуют виду, форме и размерам металлического магния. Более конкретно, гранулы магния подбираются с размером, превосходящим размер отверстий в хвостовике. Так отверстия в хвостовике имеют прямоугольную, круглую, трапециевидную форму или их комбинации.
Хвостовик 2 имеет полость, в которую загружают предварительно подобранное количество гранул металлического магния. При отборе текучей среды из скважины текучая среда проходит через полость хвостовика 2. При этом происходит приведение в контакт текучей среды с гранулами металлического магния. Приведение в контакт текучей среды с гранулами металлического магния происходит при движении текучей среды через хвостовик 2, загруженный гранулами металлического магния, а именно при движении текучей среды через поровое пространство между гранулами металлического магния.
С целью подъема отбираемой текучей среды из скважины на поверхность хвостовик 2 имеет отверстие, расположенное в верхней части корпуса хвостовика 2, для сообщения полости хвостовика 2 с нижним отверстием колонны НКТ. В полость хвостовика дополнительно устанавливают решетчатую перегородку для дополнительной фильтрации отбираемой текучей среды, а также с целью предотвращения уноса гранул металлического магния по колонне НКТ. Предпочтительно решетчатую перегородку устанавливают в отверстие, расположенное в верхней части корпуса хвостовика 2.
В процессе эксплуатации устройства для нейтрализации кислоты хвостовик 2 может изнашиваться, например, в результате забивания щелей хвостовика породой подземной формации, находящейся в отбираемой текучей среде. В связи с этим, для ускорения проведения процесса освоения нефтедобывающей скважины хвостовик предпочтительно выполняют с возможностью съема, демонтажа для его замены.
В одном из предпочтительных вариантов осуществления хвостовик 2 является съемным, при этом хвостовик соединен с колонной НКТ посредством резьбового соединения или болтового соединения.
В одном из предпочтительных вариантов осуществления предложено устройство, в котором хвостовик 2 представляет собой часть колонны НКТ, имеющую щелевые отверстия, расположенные по всей окружности вдоль указанной части колонны.
В одном из предпочтительных вариантов осуществления предложено устройство, в котором хвостовик 2 представляет собой часть колонны НКТ, имеющую диаметр меньший, чем диаметр остальной колонны НКТ.
В одном из предпочтительных вариантов осуществления предложено устройство, в котором корпус хвостовика представляет собой металлическую сетку.
Claims (25)
1. Способ освоения нефтедобывающей скважины, включающий этапы:
кислотной обработки призабойной зоны скважины, на котором:
- закачивают кислотный раствор в призабойную зону,
- выжидают период времени реагирования кислотного раствора с породой призабойной зоны;
свабирования, на котором:
- спускают хвостовик в призабойную зону, причем хвостовик загружен гранулами металлического магния,
- спускают сваб в скважину,
- отбирают текучую среду из скважины, причем текучая среда, отбираемая из скважины посредством свабирования, при прохождении через хвостовик приводится в контакт с гранулами металлического магния, загруженного в хвостовик.
2. Способ по п. 1, в котором отбираемая текучая среда имеет значение рН от 4 до 7.
3. Способ по п. 1, в котором хвостовик представляет собой часть колонны НКТ (насосно-компрессорная труба), имеющую щелевые отверстия, расположенные по всей окружности вдоль указанной части колонны.
4. Способ по п. 1, в котором хвостовик представляет собой часть колонны НКТ, имеющую с обеих сторон металлическую сетку.
5. Способ по п. 1, в котором хвостовик представляет собой часть колонны НКТ, имеющую диаметр, меньший, чем диаметр остальной колонны НКТ.
6. Способ по п. 1, в котором спускание хвостовика в призабойную зону скважины осуществляют непосредственно после закачивания кислотного раствора в призабойную зону скважины.
7. Способ по п. 1, в котором гранулы металлического магния представляют собой стружку металлического магния.
8. Способ по п. 1, в котором стружка металлического магния имеет толщину от 1 до 2 мм.
9. Способ по п. 1, в котором кислотным раствором является раствор по меньшей мере одной из соляной, серной, плавиковой, уксусной, муравьиной кислот или их смеси.
10. Способ по п. 1, в котором хвостовик выполнен с возможностью дополнительного фильтрования текучей среды.
11. Устройство для нейтрализации кислоты, содержащее хвостовик, соединенный с колонной насосно-компрессорных труб НКТ или представляющий собой часть колонны НКТ, при этом хвостовик имеет корпус, внутреннюю полость, в которую загружаются гранулы металлического магния, и отверстия для отбора текучей среды, выполненные в корпусе хвостовика, при этом полость хвостовика имеет сообщение с отверстием колонны НКТ, причем указанные отверстия имеют прямоугольную, круглую, трапециевидную форму или их комбинации.
12. Устройство по п. 11, в котором хвостовик является съемным, при этом хвостовик соединен с колонной НКТ посредством резьбового соединения.
13. Устройство по п. 11, в котором хвостовик является съемным, при этом хвостовик соединен с колонной НКТ посредством болтового соединения.
14. Устройство по п. 11, в котором корпус хвостовика имеет цилиндрическую или прямоугольную форму.
15. Устройство по п. 11, в котором хвостовик представляет собой часть колонны НКТ, имеющую щелевые отверстия, расположенные по всей окружности вдоль указанной части колонны.
16. Устройство по п. 11, в котором хвостовик представляет собой часть колонны НКТ, имеющую диаметр, меньший, чем диаметр остальной колонны НКТ.
17. Устройство по п. 11, в котором корпус хвостовика представляет собой металлическую сетку.
18. Устройство по п. 11, в котором хвостовик дополнительно оборудован решетчатой перегородкой.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015132341A RU2614832C2 (ru) | 2015-08-03 | 2015-08-03 | Способ освоения нефтедобывающей скважины и устройство для его осуществления |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015132341A RU2614832C2 (ru) | 2015-08-03 | 2015-08-03 | Способ освоения нефтедобывающей скважины и устройство для его осуществления |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2015132341A RU2015132341A (ru) | 2017-02-08 |
| RU2614832C2 true RU2614832C2 (ru) | 2017-03-29 |
Family
ID=58453646
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015132341A RU2614832C2 (ru) | 2015-08-03 | 2015-08-03 | Способ освоения нефтедобывающей скважины и устройство для его осуществления |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2614832C2 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU184803U1 (ru) * | 2018-06-27 | 2018-11-09 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Фильтр устьевой для нейтрализации кислоты |
| RU2698354C1 (ru) * | 2018-07-13 | 2019-08-26 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ освоения скважины после проведения обработки призабойной зоны пласта |
| RU2720852C1 (ru) * | 2020-01-22 | 2020-05-13 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Фильтр скважинный для нейтрализации кислоты |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU142250A1 (ru) * | 1961-05-08 | 1961-11-30 | Ю.А. Балакиров | Устройство дл термокислотной обработки забоев буровых скважин |
| SU1668645A1 (ru) * | 1988-04-13 | 1991-08-07 | Научно-Исследовательский И Проектный Институт По Освоению Месторождений Нефти И Газа "Гипроморнефтегаз" | Способ термокислотной обработки призабойной зоны пласта |
| EA017527B1 (ru) * | 2006-04-06 | 2013-01-30 | Коммонвелт Сайентифик Энд Индастриал Рисерч Организейшн | Очистка грунтовых вод |
| RU2533393C1 (ru) * | 2013-11-12 | 2014-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ большеобъемной кислотной обработки карбонатного пласта |
-
2015
- 2015-08-03 RU RU2015132341A patent/RU2614832C2/ru active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU142250A1 (ru) * | 1961-05-08 | 1961-11-30 | Ю.А. Балакиров | Устройство дл термокислотной обработки забоев буровых скважин |
| SU1668645A1 (ru) * | 1988-04-13 | 1991-08-07 | Научно-Исследовательский И Проектный Институт По Освоению Месторождений Нефти И Газа "Гипроморнефтегаз" | Способ термокислотной обработки призабойной зоны пласта |
| EA017527B1 (ru) * | 2006-04-06 | 2013-01-30 | Коммонвелт Сайентифик Энд Индастриал Рисерч Организейшн | Очистка грунтовых вод |
| RU2533393C1 (ru) * | 2013-11-12 | 2014-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ большеобъемной кислотной обработки карбонатного пласта |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU184803U1 (ru) * | 2018-06-27 | 2018-11-09 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Фильтр устьевой для нейтрализации кислоты |
| RU2698354C1 (ru) * | 2018-07-13 | 2019-08-26 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ освоения скважины после проведения обработки призабойной зоны пласта |
| RU2720852C1 (ru) * | 2020-01-22 | 2020-05-13 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Фильтр скважинный для нейтрализации кислоты |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2015132341A (ru) | 2017-02-08 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2373385C1 (ru) | Способ обработки призабойных зон добывающих скважин | |
| RU2460875C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта | |
| RU2512216C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| US8469099B2 (en) | Hydraulic fracturing of subterranean formations | |
| RU2483209C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| RU92466U1 (ru) | Устройство для комплексной обработки продуктивных пластов (варианты) | |
| RU2312212C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти с карбонатным коллектором | |
| RU2614832C2 (ru) | Способ освоения нефтедобывающей скважины и устройство для его осуществления | |
| RU2600249C1 (ru) | Способ и устройство воздействия на нефтенасыщенные пласты и призабойную зону горизонтальной скважины | |
| RU2286446C1 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны скважины | |
| RU2312210C1 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с карбонатным коллектором | |
| RU2357073C2 (ru) | Способ разработки месторождений полезных ископаемых, добываемых через скважины | |
| RU2273772C1 (ru) | Способ работы скважинной струйной установки при гидроразрыве пласта | |
| RU2451175C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны низкопроницаемого терригенного пласта (варианты) | |
| RU2614139C1 (ru) | Способ освоения нефтедобывающей скважины и устройство для его осуществления | |
| RU2451160C1 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с карбонатным коллектором | |
| RU2569941C2 (ru) | Способ изоляции подошвенной воды | |
| RU2320854C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины | |
| RU2423604C1 (ru) | Способ обработки продуктивного карбонатного пласта | |
| RU2534262C1 (ru) | Способ поинтервальной обработки призабойной зоны пластов газовой скважины | |
| RU2232263C2 (ru) | Способ добычи высоковязкой нефти | |
| RU102676U1 (ru) | Устройство для комплексной обработки продуктивных пластов (варианты) | |
| RU2205950C1 (ru) | Способ обработки продуктивного карбонатного пласта | |
| RU2334097C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
| RU2698354C1 (ru) | Способ освоения скважины после проведения обработки призабойной зоны пласта |