RU2656255C1 - Method for perforating a well and processing a bottom-hole carbonate formation zone - Google Patents

Method for perforating a well and processing a bottom-hole carbonate formation zone Download PDF

Info

Publication number
RU2656255C1
RU2656255C1 RU2017127633A RU2017127633A RU2656255C1 RU 2656255 C1 RU2656255 C1 RU 2656255C1 RU 2017127633 A RU2017127633 A RU 2017127633A RU 2017127633 A RU2017127633 A RU 2017127633A RU 2656255 C1 RU2656255 C1 RU 2656255C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
tubing string
string
perforator
formation
pressure
Prior art date
Application number
RU2017127633A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Илгам Гарифзянович Газизов
Айрат Дуфарович Салихов
Ахмадали Джалилович Курбанов
Олег Вячеславович Салимов
Радик Зяузятович Зиятдинов
Original Assignee
Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина filed Critical Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority to RU2017127633A priority Critical patent/RU2656255C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2656255C1 publication Critical patent/RU2656255C1/en

Links

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
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/11—Perforators; Permeators
    • E21B43/112—Perforators with extendable perforating members, e.g. actuated by fluid means
    • 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
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/11—Perforators; Permeators
    • E21B43/114—Perforators using direct fluid action on the wall to be perforated, e.g. abrasive jets
    • 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
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25—Methods for stimulating production

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)
  • Processing Of Solid Wastes (AREA)

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: invention relates to oil and gas production industry, to well operation, namely to methods of secondary opening and processing a bottom-hole carbonate formation zone. Method comprises lowering a tubing string with a hydromechanical piercing perforator at the lower end into a production string, opening the production string by feeding a working fluid into the perforator under pressure, piercing perforations in the production string by punches, washing up cavities by feeding the working fluid into the formed perforations of the production string through the hydro-jet channels of the perforator punches. At the mouth at the lower end of the tubing string, an assembly is performed from the bottom upwards: a hydromechanical piercing perforator, circulation valve and sweep limiter, assembly is lowered on the tubing string to the production string so that the perforator punches are 0.2 m above the bottom of the productive formation. Stepped piercing hydromechanical perforation – PHMP is performed with caving from the bottom upwards in the productive formation with a step of 0.2 m. At each stage, a pressure of 5.0 – 8.0 – 10.0 – 12.0 MPa is stepwise generated in the tubing string and the perforator, with a holding time of 10 seconds when each value is reached. Perforator punches pierce two symmetrical perforations in the production string, located at an angle of 180° in the interval of the productive formation. Without removing the perforator punches from the perforations in the production string, the injection pressure is adjusted to 15.0 MPa and through the hydro-jet perforator, the cavities are washed by the working fluid for 15 minutes. Pressure in the tubing string and the perforator is reset to zero, then all the above-described technological operations, starting from generation of the pressure and ending with the pressure release, are repeated, depending on the height of the productive formation. At the end of the stepwise PHMP with washing of cavities, the formation is processed and the reaction products are extracted, for this, the tubing string is sent to the production string so that the circulation valve is in the middle of the productive formation, the ball is dropped into the tubing string, pressure in the tubing string is increased before opening the perforations in the circulation valve, then when an annular valve is open, a 15 % aqueous hydrochloric acid solution is pumped into the tubing string at a rate of 1.5 m3 per 1 m of the height of the productive formation, 15 % aqueous hydrochloric acid solution is brought up to the interval of opening, annular valve is closed and the 15 % aqueous hydrochloric acid solution is pressed through the cavities into the bottom-hole formation zone, swab is lowered into the tubing string, by swabbing through the tubing string, reaction products of the 15 % aqueous hydrochloric acid solution are removed with a formation rock and the well is developed.
EFFECT: increased carbonate formation bottom-hole zone processing efficiency; improved cleaning of the carbonate formation bottom-hole zone, increased reliability of the method, and reduced material costs of the method are provided.
1 cl, 5 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, к области эксплуатации скважин, а именно к способам вторичного вскрытия и обработки призабойной зоны карбонатных пластов.The invention relates to the oil and gas industry, to the field of operation of wells, and in particular to methods of secondary opening and processing of the bottom-hole zone of carbonate formations.

Известны способы перфорации скважин с использованием гидромеханических перфораторов многоразового использования, которые устанавливаются в скважине на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ). Они могут иметь различные типы и формы рабочих органов с гидромониторными каналами и насадками, которые обеспечивают гидродинамический размыв каверн в заколонном пространстве скважины высокоскоростными струями рабочей жидкости, описанные в патентах: ''Устройство для создания перфорационных каналов глубокого проникновения в нефтяных и газовых скважинах'' (RU №2403380, МПК Е21В 43/114, опубл. 10.11.2010 г., Бюл. №31) или ''Гидромеханический щелевой перфоратор (варианты)'' (патент RU №2247226, МПК Е21В 43/112, опубл. 27.02.2005 г., Бюл. №6).Known methods of perforating wells using hydromechanical reusable rotary hammers, which are installed in the well on a string of tubing (tubing). They can have various types and shapes of working bodies with hydraulic monitor channels and nozzles that provide hydrodynamic erosion of caverns in the annulus of the well with high-speed jets of the working fluid described in the patents: `` Device for creating perforation channels of deep penetration in oil and gas wells '' ( RU No. 2403380, IPC ЕВВ 43/114, publ. 10.11.2010, Bull. No. 31) or `` Hydromechanical slotted punch (options) '' (patent RU No. 2247226, IPC ЕВВ 43/112, publ. 27.02. 2005, Bull. No. 6).

Общими недостатками способов с использованием указанных устройств являются:Common disadvantages of the methods using these devices are:

- ухудшение фильтрационных свойств пласта, так как при размыве каверн частицы цементного камня и горной породы (кольматант) устремляются вглубь пласта и забивают флюидопроводящие каналы;- deterioration of the filtration properties of the formation, since when the caverns are washed out, particles of cement stone and rock (colmatant) rush deeper into the formation and clog the fluid-conducting channels;

- недостаточная эффективность обработки призабойной зоны пласта, так как после образования каверн не проводится кислотная обработка размытых каверн через гидромониторные каналы перфоратора.- insufficient efficiency of processing the bottom-hole zone of the formation, since after the formation of caverns, acid treatment of washed-out caverns through the hydraulic monitor channels of the perforator is not carried out.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ гидромеханической перфорации скважин на депрессии (патент RU №2612702, МПК Е21В 43/114, опубл. 13.03.2017 г., Бюл. №8), при котором осуществляют спуск в эксплуатационную колонну закрепленных на колонне НКТ струйного насоса, пакера и гидромеханического прокалывающего перфоратора, устанавливают пакер в эксплуатационной колонне с последующим вскрытием эксплуатационной колонны путем подачи в перфоратор под давлением рабочей жидкости с формированием перфорационных отверстий пробойниками перфоратора, осуществляют размыв каверн путем подачи рабочей жидкости в сформированные перфорационные отверстия через гидромониторные каналы пробойников перфоратора, извлекают кольматант из ПЗП путем создания депрессии струйным насосом в подпакерном пространстве. Вскрытие эксплуатационной колонны осуществляют в два этапа, при этом на первом этапе осуществляют формирование технологических перфорационных отверстий без размыва каверн, затем на втором этапе осуществляют формирование перфорационных отверстий, через которые производят размыв каверн, одновременно с которым осуществляют создание депрессии струйным насосом в подпакерном пространстве и извлечение кольматанта через технологические перфорационные отверстия.The closest in technical essence and the achieved result is a method of hydromechanical perforation of wells in the depression (patent RU No. 2612702, IPC ЕВВ 43/114, publ. 03/13/2017, Bull. No. 8), in which the descent into the production casing fixed on the tubing string of the jet pump, the packer and the hydromechanical piercing punch, the packer is installed in the production casing with the subsequent opening of the production casing by feeding the working fluid into the perforator with the formation of perforation holes it is drilled by the perforator punches, the caverns are washed out by supplying the working fluid to the formed perforation holes through the hydraulic monitor channels of the perforator punches, the colmatant is removed from the BCP by creating a depression by the jet pump in the under-packer space. Opening the production casing is carried out in two stages, with the first stage forming technological perforations without erosion of caverns, then at the second stage forming perforations through which the caverns are washed, at the same time depression is created by the jet pump in the under-packer space and extraction Kolmatant through technological perforations.

Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:

- низкая эффективность обработки ПЗП, обусловленная тем, что после размыва каверн не производится обработка породы в ПЗП через эти каверны. Это не позволяет интенсифицировать приток продукции из флюидопроводящих каналов пласта через каверны в скважину;- low processing efficiency of PZP, due to the fact that after erosion of the caverns, the rock is not processed in the PZP through these caverns. This does not allow to intensify the influx of products from the fluid-conducting channels of the formation through caverns into the well;

- низкое качество очистки ПЗП, т.е. лишь частичное извлечение кольматанта через перфорационные отверстия эксплуатационной колонны скважины после прокола и размыва каверн с использованием струйного насоса без освоения скважины;- low quality cleaning PZP, i.e. only partial removal of colmatant through the perforations of the production casing of the well after a puncture and erosion of cavities using a jet pump without well development;

- низкая надежность реализации способа, связанная с возможной негерметичной посадкой пакера или потерей герметичности пакера в процессе реализации способа;- low reliability of the implementation of the method associated with a possible leaky fit of the packer or loss of tightness of the packer during the implementation of the method;

- высокие материальные затраты на реализацию способа: необходимо дополнительно использовать пакер и струйный насос.- high material costs for the implementation of the method: it is necessary to additionally use a packer and a jet pump.

Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности обработки и качества очистки ПЗП, а также повышение надежности реализации способа и снижение материальных затрат на реализацию способа.The technical objectives of the invention are to increase the processing efficiency and quality of the cleaning of the PPP, as well as to increase the reliability of the method and reduce material costs for the implementation of the method.

Поставленные технические задачи решаются способом перфорации скважины и обработки призабойной зоны карбонатного пласта, включающим спуск колонны насосно-компрессорных труб - НКТ с гидромеханическим прокалывающим перфоратором на нижнем конце в эксплуатационную колонну, вскрытие эксплуатационной колонны путем подачи в перфоратор под давлением рабочей жидкости с прокалыванием пробойниками перфорационных отверстий в эксплуатационной колонне, размытие каверн путем подачи рабочей жидкости в сформированные перфорационные отверстия эксплуатационной колонны через гидромониторные каналы пробойников перфоратора.The stated technical problems are solved by the method of perforating the well and treating the bottom-hole zone of the carbonate formation, including the descent of the tubing string — tubing with a hydromechanical piercing puncher at the lower end into the production string, opening the production string by feeding working fluid into the perforator with piercing perforation holes in the production casing, blurring the caverns by supplying the working fluid to the formed perforation holes production columns through the hydraulic channels of the perforator punches.

Новым является то, что на устье скважины на нижний конец колонны НКТ снизу вверх собирают компоновку: гидромеханический прокалывающий перфоратор, циркуляционный клапан и свабный ограничитель, спускают компоновку на колонне НКТ в эксплуатационную колонну, так чтобы пробойники перфоратора находились на 0,2 м выше подошвы продуктивного пласта, затем производят ступенчатую прокалывающую гидромеханическую перфорацию - ПГМП с намывом каверн снизу вверх в продуктивном пласте с шагом 0,2 м, при этом на каждой ступени в колонне НКТ и перфораторе ступенчато создают давление 5,0 - 8,0 - 10,0 - 12,0 МПа с выдержкой 10 сек при достижении каждого значения, при этом пробойники перфоратора прокалывают два симметричных отверстия в эксплуатационной колонне, расположенных под углом 180° в интервале продуктивного пласта, затем, не извлекая пробойников перфоратора из перфорационных отверстий в эксплуатационной колонне, доводят давление закачки до 15,0 МПа и через гидромониторные каналы пробойников перфоратора производят размыв каверн рабочей жидкостью в течение 15 мин, после чего сбрасывают давление в колонне НКТ и перфораторе до нуля, после чего все вышеописанные технологические операции, начиная с создания давления и заканчивая сбросом давления, повторяют в зависимости от высоты продуктивного пласта, по окончании ступенчатой ПГМП с размывом каверн производят обработку пласта и извлекают продукты реакции, для этого доспускают колонну НКТ в эксплуатационную колонну так, чтобы циркуляционный клапан находился посередине продуктивного пласта, далее сбрасывают шар в колонну НКТ, повышают давление в колонне НКТ до открытия отверстий в циркуляционном клапане, затем при открытой затрубной задвижке закачивают в колонну НКТ 15%-ный водный раствор соляной кислоты в объеме из расчета 1,5 м3 на 1 м высоты продуктивного пласта, доводят 15%-ный водный раствор соляной кислоты до интервала вскрытия, закрывают затрубную задвижку и продавливают 15%-ный водный раствор соляной кислоты через каверны в призабойную зону пласта, затем спускают сваб в колонну НКТ и свабированием по колонне НКТ извлекают продукты реакции 15%-ного водного раствора соляной кислоты с породой пласта и осваивают скважину.New is that at the wellhead at the lower end of the tubing string, the layout is assembled from bottom to top: a hydromechanical piercing puncher, a circulation valve and a swab limiter, lower the layout on the tubing string into the production string, so that the perforator punches are 0.2 m above the productive bottom formation, then produce a stepwise piercing hydromechanical perforation - PHMP with reclining caverns from bottom to top in the reservoir with a step of 0.2 m, with each stage in the tubing string and perforator with create a pressure of 5.0 - 8.0 - 10.0 - 12.0 MPa with a shutter speed of 10 seconds when each value is reached, while the perforator punches pierce two symmetrical holes in the production string located at an angle of 180 ° in the interval of the reservoir, then, without removing the perforator punches from the perforations in the production casing, the injection pressure is adjusted to 15.0 MPa and the caverns are washed with hydraulic fluid for 15 minutes through the hydraulic channels of the perforator punches, and then the pressure is relieved the tubing string and the punch to zero, after which all the above-described technological operations, starting from creating pressure and ending with pressure relief, are repeated depending on the height of the productive formation, at the end of the step-by-layer PHMP with erosion of the caverns, the formation is processed and the reaction products are extracted, for this, the column is allowed to go Tubing into the production string so that the circulation valve is in the middle of the reservoir, then the ball is dropped into the tubing string, the pressure in the tubing string is increased until the openings in the c rkulyatsionnom valve, then the annular gate valve when open is pumped into the tubing 15% aqueous hydrochloric acid solution in a volume rate of 1.5 m 3 per 1 m of height of the producing formation, adjusted 15% aqueous solution of hydrochloric acid to a slot opening, closing annular valve and push a 15% aqueous solution of hydrochloric acid through caverns into the bottomhole formation zone, then swab is lowered into the tubing string and the products of the reaction of a 15% aqueous hydrochloric acid solution with rock of the reservoir are swabbed and the wells are mastered Well.

На фиг. 1-5 схематично изображен предлагаемый способ.In FIG. 1-5 schematically shows the proposed method.

Предлагаемый способ реализуют следующим образом.The proposed method is implemented as follows.

На устье скважины на нижний конец колонны НКТ 1 (см. фиг. 1) снизу вверх собирают компоновку: прокалывающий гидромеханический перфоратор 2, циркуляционный клапан 3 и свабный ограничитель 4. При этом выполняется условие:At the wellhead, at the lower end of the tubing string 1 (see Fig. 1), the layout is assembled from bottom to top: a piercing hydromechanical perforator 2, a circulation valve 3 and a free stop 4. In this case, the condition:

D1>d2>d3,D 1 > d 2 > d 3 ,

где d1 - диаметр гидравлического канала прокалывающего гидромеханического перфоратора 2, мм;where d 1 is the diameter of the hydraulic channel piercing hydromechanical perforator 2, mm;

d2 - внутренний диаметр циркуляционного клапана 3, мм;d 2 - the inner diameter of the circulation valve 3, mm;

d3 - внутренний диаметр свабного ограничителя 4, мм. d 3 - inner diameter of the swab limiter 4, mm.

В качестве прокалывающего гидромеханического перфоратора используют любое известное устройство, позволяющее последовательно проводить проколы в эксплуатационной колонне с помощью пробойника и размыв каверн через гидромониторные каналы, выполненные в этом же пробойнике. Например, используют устройство для создания перфорационных каналов в скважине, описанное в патенте RU №2487990, МПК Е21В 43/114, опубл. 20.07.2013 г., Бюл. №20.As a piercing hydromechanical perforator, any known device is used, which allows sequentially conducting punctures in the production casing with the help of a punch and washing out the caverns through hydraulic monitor channels made in the same punch. For example, use the device to create perforation channels in the well, described in patent RU No. 2487990, IPC EV 43/114, publ. 07/20/2013, Bull. No. 20.

Спускают компоновку на колонне НКТ 1 в эксплуатационную колонну 5 (см. фиг. 1 и 2) так, чтобы резцы (пробойники) 6' и 6'' гидромеханического прокалывающего перфоратора 2 находились на расстоянии а=0,2 м выше подошвы 7 продуктивного пласта 8 высотой Н (см. фиг. 2 и 3).The assembly on the tubing string 1 is lowered into production string 5 (see Figs. 1 and 2) so that the cutters (punches) 6 'and 6' 'of the hydromechanical piercing hammer 2 are at a distance of 0.2 m above the sole 7 of the reservoir 8 high H (see. Fig. 2 and 3).

Далее производят вскрытие эксплуатационной колонны 5 в интервале продуктивного пласта 8, при этом производят ступенчатую гидромеханическую перфорацию с намывом каверн снизу вверх продуктивного пласта 8 с шагом h=0,2 м.Next, the production casing 5 is opened in the interval of the productive formation 8, and stepwise hydromechanical perforation is performed with the caverns washed up from the bottom up of the productive formation 8 with a step of h = 0.2 m.

Для этого на каждой ступени в колонне НКТ 1 и гидромеханическом прокалывающем перфораторе 2 (см. фиг. 2) ступенчато создают давление 5,0 - 8,0 - 10,0 - 12,0 МПа с выдержкой 10 сек при достижении каждого значения, например с помощью цементировочного агрегата ЦА-320 (на фиг. 1-5 не показан), при этом пробойники 6' и 6'' (см. фиг. 2) гидромеханического прокалывающего перфоратора 2 выдвигаются радиально наружу, прокалывают два симметричных отверстия 9' и 9'' в эксплуатационной колонне 5, расположенные под углом 180° в интервале продуктивного пласта 8.To do this, at each stage in the tubing string 1 and the hydromechanical piercing hammer 2 (see Fig. 2), a pressure of 5.0 - 8.0 - 10.0 - 12.0 MPa is applied stepwise with a shutter speed of 10 sec when each value is reached, for example using the cementing unit CA-320 (not shown in Fig. 1-5), while the punches 6 'and 6' '(see Fig. 2) of the hydromechanical piercing punch 2 extend radially outward, pierce two symmetrical holes 9' and 9 '' in production casing 5, located at an angle of 180 ° in the interval of the reservoir 8.

Ступенчатый подъем давления 5,0 - 8,0 - 10,0 - 12,0 МПа с выдержкой 10 сек при достижении каждого значения позволяет произвести проколы (два симметричных отверстия 9' и 9'') в эксплуатационной колонне 5 без резких скачков давления, что снижает нагрузку на оборудование, используемое в процессе реализации способа.A stepwise pressure increase of 5.0 - 8.0 - 10.0 - 12.0 MPa with a shutter speed of 10 seconds when each value is reached allows punctures (two symmetrical holes 9 'and 9' ') in the production casing 5 without sharp pressure surges, which reduces the load on the equipment used in the process of implementing the method.

Затем, не извлекая пробойники 6' и 6'' гидромеханического прокалывающего перфоратора 2 из перфорационных отверстий 9' и 9'', в эксплуатационной колонне 5 через гидромониторные каналы 10' и 10'' пробойников 6' и 6'' при закрытой затрубной задвижке 11 производят размыв каверн 12' и 12'' рабочей жидкостью при давлении 15,0 МПа в течение 15 мин. В качестве рабочей жидкости применяют сточную воду плотностью 1100 кг/м3.Then, without removing the punches 6 'and 6''of the hydromechanical piercing hammer 2 from the perforations 9' and 9 '', in the production casing 5 through the hydraulic channels 10 'and 10''of the punches 6' and 6 '' with the closed gate valve 11 washing the caverns 12 'and 12''with the working fluid at a pressure of 15.0 MPa for 15 minutes As the working fluid used wastewater with a density of 1100 kg / m 3 .

После чего сбрасывают давление в колонне НКТ 1 и гидромеханическом прокалывающем перфораторе 2 до нуля.After that, the pressure in the tubing string 1 and the hydromechanical piercing hammer 2 is dropped to zero.

Далее вышеописанные технологические операции, начиная с создания давления и заканчивая сбросом давления, повторяют в зависимости от высоты продуктивного пласта 8, поднимая компоновку относительно эксплуатационной колонны на расстояние h=0,2 м на каждой ступени (см. фиг. 3).Further, the above-described technological operations, starting from creating pressure and ending with pressure relief, are repeated depending on the height of the reservoir 8, raising the layout relative to the production string to a distance of h = 0.2 m at each stage (see Fig. 3).

Например, высота Н продуктивного пласта 8 составляет 2 м. Тогда, учитывая ступенчато шаг h=0,2 м и расстояние от подошвы 7 продуктивного пласта 8, равный а=0,2 м, получим: (Н-a)/h=(2-0,2)/0,2=9 проколов по два симметричных отверстия по высоте продуктивного пласта 8.For example, the height H of the productive formation 8 is 2 m. Then, given the stepwise step h = 0.2 m and the distance from the sole 7 of the productive formation 8, equal to a = 0.2 m, we obtain: (H-a) / h = ( 2-0,2) / 0,2 = 9 punctures in two symmetrical holes along the height of the reservoir 8.

Таким образом, получаем ряд перфорационных отверстий 9' и 9'' …9 n'' и 9 n'' (см. фиг. 3) в эксплуатационной колонне 5 и размытых в них соответствующих каверн 12' и 12'' …12n' и 12n'' по высоте продуктивного пласта 8.Thus, we obtain a series of perforations 9 'and 9''... 9 n '' and 9 n ''(see Fig. 3) in production casing 5 and the corresponding cavities 12' and 12 '' ... 12 n 'washed out in them and 12 n '' along the height of the reservoir 8.

По окончании ступенчатой гидромеханической перфорации с намывом каверн производят обработку продуктивного пласта и извлекают продукты реакции.At the end of the stepped hydromechanical perforation with the reclining of the caverns, the reservoir is treated and the reaction products are recovered.

Для этого открывают затрубную задвижку 11 и доспускают колонну НКТ 1 (см. фиг. 4) в эксплуатационную колонну 5 так, чтобы циркуляционный клапан 3 (см. фиг. 1 и 4) находился посередине (Н/2) продуктивного пласта 8.For this, the annular valve 11 is opened and the tubing string 1 (see Fig. 4) is lowered into the production string 5 so that the circulation valve 3 (see Figs. 1 and 4) is in the middle (N / 2) of the reservoir 8.

Далее в колонну НКТ сбрасывают шар 13, создают давление в колонне НКТ 1 с помощью насосного агрегата, например до 7,0 МПа, до разрушения срезного винта 14, крепящего втулку 15 к циркуляционному клапану 3. В результате втулка 15 из циркуляционного клапана 3 перемещается вниз вместе с шаром 13 до упора в верхний торец гидромеханического прокалывающего перфоратора 2, при этом открываются отверстия 16 в циркуляционном клапане 3.Then, the ball 13 is dropped into the tubing string, the tubing string 1 is pressurized with a pump unit, for example, up to 7.0 MPa, until the shear screw 14 securing the sleeve 15 to the circulation valve 3 is destroyed. As a result, the sleeve 15 moves down from the circulation valve 3 together with the ball 13 all the way to the upper end of the hydromechanical piercing hammer 2, the holes 16 in the circulation valve 3 are opened.

Далее при открытой затрубной задвижке 11 закачивают в колонну НКТ 1 15%-ный водный раствор соляной кислоты в объеме из расчета 0,5 м3 на 1 м высоты продуктивного пласта.Then, with an open annular valve 11, a 15% aqueous hydrochloric acid solution is pumped into the tubing string 1 in a volume of 0.5 m 3 per 1 m of the height of the reservoir.

Например, как указано выше, при высоте продуктивного пласта 8, равной Н=2 м, закачивают 15%-ный водный раствор соляной кислоты в колонну НКТ 1 в объеме: 1,5 м3⋅2=3 м3.For example, as described above, at a height of the reservoir 8 equal to H = 2 m, a 15% aqueous solution of hydrochloric acid is pumped into the tubing string 1 in a volume of 1.5 m 3 ⋅2 = 3 m 3 .

Закрывают затрубную задвижку 11 и продавливают 15%-ный водный раствор соляной кислоты технологической жидкостью, например в объеме 3,8 м, по колонне НКТ 1 через отверстия 16 циркуляционного клапана 3 и через ряд перфорационных отверстий 9' и 9'' …9n' и 9n'' в эксплуатационной колонне 5 и размытых в них соответствующих каверн 12' и 12'' …12n' и 12n'' в призабойную зону карбонатного продуктивного пласта 8.The annular valve 11 is closed and a 15% aqueous hydrochloric acid solution is forced through the process fluid, for example, in a volume of 3.8 m, along the tubing string 1 through openings 16 of the circulation valve 3 and through a series of perforations 9 'and 9''... 9 n ' and 9 n ″ in the production casing 5 and the corresponding caverns 12 ’and 12 ″ ″ ... 12 n ’ and 12 n ″ ’washed into the bottom-hole zone of the carbonate reservoir 8.

В качестве технологической жидкости применяют, например, сточную воду плотностью 1000 кг/м3. Оставляют скважину на реагирование, например на 8 ч.As a process fluid, for example, wastewater with a density of 1000 kg / m 3 is used . Leave the well to respond, for example, for 8 hours.

Затем в колонну НКТ 1 спускают сваб 17 на геофизическом кабеле 18 (см. фиг. 5) и свабированием по колонне НКТ извлекают продукты реакции 15%-ного водного раствора соляной кислоты с породой пласта и осваивают скважину спуском сваба 17 на геофизическом кабеле 18 до свабного ограничителя 4 в двух объемах скважины, например 30 м3.Then swab 17 is lowered into the tubing string 1 on the geophysical cable 18 (see Fig. 5) and the products of the reaction of a 15% aqueous hydrochloric acid solution with the formation rock are recovered by swabbing the tubing string and the well is drilled by running swab 17 on the geophysical cable 18 to the swab limiter 4 in two volumes of the well, for example 30 m 3 .

Повышается эффективность обработки ПЗП, так как после размыва каверн производится обработка породы в ПЗП через эти каверны. Это позволяет интенсифицировать приток продукции из флюидопроводящих каналов пласта, подвергшихся кислотной обработке через каверны в скважину.The efficiency of processing PZP is increased, since after the erosion of the caverns, the rock is processed in the PZP through these caverns. This allows you to intensify the flow of products from the fluid-conducting channels of the formation, subjected to acid treatment through caverns into the well.

Повышается качество очистки ПЗП, так как извлечение кольматанта через перфорационные отверстия эксплуатационной колонны скважины после прокола и размыва каверн осуществляется свабированием и освоением скважины, что позволяет улучшить приток флюида в скважину.The quality of the cleaning of the bottom-hole zone is improved, since the extraction of colmatant through the perforations of the production casing of the well after puncture and erosion of the caverns is carried out by swabbing and development of the well, which improves the flow of fluid into the well.

Повышается надежность реализации способа, так как при реализации способа исключается применение пакера и связанная с ним негерметичная посадка в процессе реализации способа.The reliability of the implementation of the method is increased, since the implementation of the method excludes the use of a packer and associated leaky fit during the implementation of the method.

Снижаются материальные затраты на реализацию способа, так как при его реализации не нужно использовать пакер и струйный насос.The material costs for the implementation of the method are reduced, since when it is implemented, it is not necessary to use a packer and a jet pump.

Предлагаемый способ перфорации скважины и обработки призабойной зоны карбонатного пласта позволяет:The proposed method of perforating a well and treating a bottom-hole zone of a carbonate formation allows:

- повысить эффективность обработки призабойной зоны карбонатного пласта;- increase the efficiency of processing the bottom-hole zone of the carbonate formation;

- повысить качество очистки призабойной зоны карбонатного пласта;- to improve the quality of cleaning the bottom-hole zone of the carbonate formation;

- повысить надежность реализации способа;- improve the reliability of the implementation of the method;

- снизить материальные затраты на реализацию способа.- reduce material costs for the implementation of the method.

Claims (1)

Способ перфорации скважины и обработки призабойной зоны карбонатного пласта, включающий спуск колонны насосно-компрессорных труб - НКТ с гидромеханическим прокалывающим перфоратором на нижнем конце в эксплуатационную колонну, вскрытие эксплуатационной колонны путем подачи в перфоратор под давлением рабочей жидкости с прокалыванием пробойниками перфорационных отверстий в эксплуатационной колонне, размытие каверн путем подачи рабочей жидкости в сформированные перфорационные отверстия эксплуатационной колонны через гидромониторные каналы пробойников перфоратора, отличающийся тем, что на устье скважины на нижний конец колонны НКТ снизу вверх собирают компоновку: гидромеханический прокалывающий перфоратор, циркуляционный клапан и свабный ограничитель, спускают компоновку на колонне НКТ в эксплуатационную колонну, так чтобы пробойники перфоратора находились на 0,2 м выше подошвы продуктивного пласта, затем производят ступенчатую прокалывающую гидромеханическую перфорацию - ПГМП с намывом каверн снизу вверх в продуктивном пласте с шагом 0,2 м, при этом на каждой ступени в колонне НКТ и перфораторе ступенчато создают давление 5,0-8,0-10,0-12,0 МПа с выдержкой 10 сек при достижении каждого значения, при этом пробойники перфоратора прокалывают два симметричных отверстия в эксплуатационной колонне, расположенных под углом 180° в интервале продуктивного пласта, затем, не извлекая пробойники перфоратора из перфорационных отверстий в эксплуатационной колонне, доводят давление закачки до 15,0 МПа и через гидромониторные каналы пробойников перфоратора производят размыв каверн рабочей жидкостью в течение 15 мин, после чего сбрасывают давление в колонне НКТ и перфораторе до нуля, после чего все вышеописанные технологические операции, начиная с создания давления и заканчивая сбросом давления, повторяют в зависимости от высоты продуктивного пласта, по окончании ступенчатой ПГМП с размывом каверн производят обработку пласта и извлекают продукты реакции, для этого доспускают колонну НКТ в эксплуатационную колонну так, чтобы циркуляционный клапан находился посередине продуктивного пласта, далее сбрасывают шар в колонну НКТ, повышают давление в колонне НКТ до открытия отверстий в циркуляционном клапане, затем при открытой затрубной задвижке закачивают в колонну НКТ 15%-ный водный раствор соляной кислоты в объеме из расчета 1,5 м3 на 1 м высоты продуктивного пласта, доводят 15%-ный водный раствор соляной кислоты до интервала вскрытия, закрывают затрубную задвижку и продавливают 15%-ный водный раствор соляной кислоты через каверны в призабойную зону пласта, затем спускают сваб в колонну НКТ и свабированием по колонне НКТ извлекают продукты реакции 15%-ного водного раствора соляной кислоты с породой пласта и осваивают скважину.A method of perforating a well and treating a bottom zone of a carbonate formation, including lowering a tubing string — tubing with a hydromechanical piercing punch at the lower end into the production string, opening the production string by applying working fluid to the perforator with piercing perforations in the production string, erosion of cavities by supplying a working fluid to the formed perforation holes of the production string through a hydraulic monitor e channels of punch drills, characterized in that at the wellhead at the lower end of the tubing string, the layout is assembled from bottom to top: a hydromechanical piercing punch, a circulation valve and a swab limiter, lower the layout on the tubing string into the production casing, so that the punch drills are 0.2 m above the bottom of the reservoir, then produce a stepped piercing hydromechanical perforation - PHMP with reclining caverns from bottom to top in the reservoir with a step of 0.2 m, with each st penalties in the tubing string and perforator stepwise create a pressure of 5.0-8.0-10.0-12.0 MPa with a shutter speed of 10 seconds at each value, while the perforator punches pierce two symmetrical holes in the production string located at an angle of 180 ° in the interval of the reservoir, then, without removing the perforator punches from the perforations in the production string, the injection pressure is adjusted to 15.0 MPa and through the hydraulic monitor channels of the perforator punches the caverns are washed with working fluid for 15 minutes, after why the pressure in the tubing string and perforator is reduced to zero, after which all the above-described technological operations, starting from creating pressure and ending with pressure relief, are repeated depending on the height of the productive formation, at the end of the step-by-step PHMP with erosion, the formation is processed and the reaction products are extracted , for this, let the tubing string into the production string so that the circulation valve is in the middle of the reservoir, then drop the ball into the tubing string, increase the pressure in the string The tubing before opening the holes in the circulation valve, then with an open annular valve, a 15% aqueous hydrochloric acid solution is pumped into the tubing string in a volume of 1.5 m 3 per 1 m of the height of the reservoir, a 15% aqueous hydrochloric acid solution is brought before the opening interval, close the annular valve and push a 15% aqueous hydrochloric acid solution through the caverns into the bottomhole formation zone, then swab is lowered into the tubing string and the reaction products of the 15% aqueous hydrochloric acid solution are removed from the pores by swabbing the tubing string Doi formation and learn well.
RU2017127633A 2017-08-01 2017-08-01 Method for perforating a well and processing a bottom-hole carbonate formation zone RU2656255C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2017127633A RU2656255C1 (en) 2017-08-01 2017-08-01 Method for perforating a well and processing a bottom-hole carbonate formation zone

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2017127633A RU2656255C1 (en) 2017-08-01 2017-08-01 Method for perforating a well and processing a bottom-hole carbonate formation zone

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2656255C1 true RU2656255C1 (en) 2018-06-04

Family

ID=62560667

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2017127633A RU2656255C1 (en) 2017-08-01 2017-08-01 Method for perforating a well and processing a bottom-hole carbonate formation zone

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2656255C1 (en)

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU186991U1 (en) * 2018-10-22 2019-02-12 Хамит Гарипович Абдуллин Arrangement of underground equipment for hydraulic fracturing and simultaneous well development
RU2695611C1 (en) * 2018-10-05 2019-07-24 Федеральное государственное унитарное предприятие "Российский Федеральный ядерный центр - Всероссийский научно-исследовательский институт экспериментальной физики" (ФГУП "РФЯЦ-ВНИИЭФ") Method of changing concentration of explosive gas medium to a safe container inside
RU2695908C1 (en) * 2018-07-24 2019-07-29 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Well completion method
RU2750004C1 (en) * 2020-11-20 2021-06-21 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Method for completing and intensifying inflow of well with carbonate reservoirs
RU2791008C1 (en) * 2021-09-29 2023-03-01 Иван Валериевич Лесь Device for multi-stage hydraulic fracturing

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2266405C1 (en) * 2004-12-14 2005-12-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Well bottom zone treatment method
RU2334868C1 (en) * 2007-01-11 2008-09-27 Александр Николаевич Переседов Method of treatment of perforation zone of well bed
RU2451160C1 (en) * 2011-04-29 2012-05-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method of acid treatment of bottom-hole formation zone with carbonate reservoir
RU2566542C1 (en) * 2014-11-17 2015-10-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Hydraulic fracturing method for producing formation with clay layer and bottom water
RU164573U1 (en) * 2016-03-24 2016-09-10 Виль Файзулович Галиакбаров DEVICE FOR TREATING A BOTTOM ZONE OF A WELL
RU2599156C1 (en) * 2015-09-24 2016-10-10 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of interval treatment of bottom hole zone of horizontal well shaft
RU2612702C1 (en) * 2015-12-25 2017-03-13 Игорь Александрович Гостев Method of hydromechanical punching of wells on depression

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2266405C1 (en) * 2004-12-14 2005-12-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Well bottom zone treatment method
RU2334868C1 (en) * 2007-01-11 2008-09-27 Александр Николаевич Переседов Method of treatment of perforation zone of well bed
RU2451160C1 (en) * 2011-04-29 2012-05-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method of acid treatment of bottom-hole formation zone with carbonate reservoir
RU2566542C1 (en) * 2014-11-17 2015-10-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Hydraulic fracturing method for producing formation with clay layer and bottom water
RU2599156C1 (en) * 2015-09-24 2016-10-10 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of interval treatment of bottom hole zone of horizontal well shaft
RU2612702C1 (en) * 2015-12-25 2017-03-13 Игорь Александрович Гостев Method of hydromechanical punching of wells on depression
RU164573U1 (en) * 2016-03-24 2016-09-10 Виль Файзулович Галиакбаров DEVICE FOR TREATING A BOTTOM ZONE OF A WELL

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2695908C1 (en) * 2018-07-24 2019-07-29 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Well completion method
RU2695611C1 (en) * 2018-10-05 2019-07-24 Федеральное государственное унитарное предприятие "Российский Федеральный ядерный центр - Всероссийский научно-исследовательский институт экспериментальной физики" (ФГУП "РФЯЦ-ВНИИЭФ") Method of changing concentration of explosive gas medium to a safe container inside
RU186991U1 (en) * 2018-10-22 2019-02-12 Хамит Гарипович Абдуллин Arrangement of underground equipment for hydraulic fracturing and simultaneous well development
RU2750004C1 (en) * 2020-11-20 2021-06-21 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Method for completing and intensifying inflow of well with carbonate reservoirs
RU2791008C1 (en) * 2021-09-29 2023-03-01 Иван Валериевич Лесь Device for multi-stage hydraulic fracturing

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2656255C1 (en) Method for perforating a well and processing a bottom-hole carbonate formation zone
RU2375561C2 (en) Method of well completion in underground formation (versions)
RU2432451C1 (en) Device and procedure for transfer of tool for reservoir treatment for inflow intensification by means of ratchet gear
RU2558058C1 (en) Interval hydraulic fracturing of carbonate formation in horizontal wellbore with bottom water
US20140110112A1 (en) Erodable Bridge Plug in Fracturing Applications
RU2667171C1 (en) Method of repair of oil and / or gas wells and device for its implementation (options)
RU2601881C1 (en) Method of layer multiple hydraulic fracturing in inclined borehole
RU92466U1 (en) DEVICE FOR INTEGRATED PROCESSING OF PRODUCTIVE LAYERS (OPTIONS)
RU2652412C1 (en) Method of acidizing bottomhole formation zone with carbonate reservoir
RU2618249C1 (en) Method of interval productive formation treatment in open horizontal bore of well
RU2612702C1 (en) Method of hydromechanical punching of wells on depression
RU2534262C1 (en) Interval treatment method of bottom-hole zone of oil-gas well formations
RU2695908C1 (en) Well completion method
RU2613403C1 (en) Method for hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well
RU2736078C1 (en) Method of selective treatment of productive formation, device for its implementation and hydraulic fracturing unit
RU187392U1 (en) The arrangement of underground equipment for hydraulic fracturing
RU2735225C9 (en) Device and method for multi-stage hydraulic fracturing (mshf) per one round-trip operation
RU2667239C1 (en) Method for perforating well and processing bottom-hole carbonate formation zone
RU2750004C1 (en) Method for completing and intensifying inflow of well with carbonate reservoirs
EA040267B1 (en) METHOD FOR WELL PERFORATION AND PROCESSING OF BOREHOLEHOLE ZONE OF CARBONATE-TERRIGENE FORMATION IN ONE TRIP OPERATION
RU2684926C1 (en) Well bottomhole zone treatment method
EA005104B1 (en) Method for operating a well jet device during repair and insulating operations and device for carrying out said method
CA2911615C (en) Method of enhanced oil recovery from lateral wellbores
RU2256069C1 (en) Method for extracting oil deposit
RU2708747C1 (en) Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal borehole of well