RU2667239C1 - Method for perforating well and processing bottom-hole carbonate formation zone - Google Patents
Method for perforating well and processing bottom-hole carbonate formation zone Download PDFInfo
- Publication number
- RU2667239C1 RU2667239C1 RU2017136231A RU2017136231A RU2667239C1 RU 2667239 C1 RU2667239 C1 RU 2667239C1 RU 2017136231 A RU2017136231 A RU 2017136231A RU 2017136231 A RU2017136231 A RU 2017136231A RU 2667239 C1 RU2667239 C1 RU 2667239C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- carbonate formation
- tubing string
- packer
- pressure
- hydrochloric acid
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 68
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 title claims abstract description 57
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 32
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 44
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 25
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 19
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 14
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 13
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 10
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 6
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 abstract description 13
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 abstract description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 10
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 4
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 3
- 244000309464 bull Species 0.000 description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 3
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 3
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 2
- -1 for example Substances 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 208000011797 pustulosis palmaris et plantaris Diseases 0.000 description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 2
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 238000011888 autopsy Methods 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 206010016256 fatigue Diseases 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 239000010865 sewage Substances 0.000 description 1
- 239000004575 stone 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
- 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)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности к области эксплуатации скважин, а именно к способам для вторичного вскрытия и обработки призабойной зоны карбонатного пласта.The invention relates to the oil and gas industry to the field of well operation, and in particular to methods for the secondary opening and processing of the bottom-hole zone of the carbonate formation.
Известны способы перфорации скважин с использованием гидромеханических перфораторов многоразового использования, которые устанавливаются в скважине на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ). Они имеют 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» (патент RU №2403380, МПК Е21В 43/114, опубл. 10.11.2010 г. в бюл. №31), «Гидромеханический щелевой перфоратор (варианты)» (патент RU №2247226, МПК Е21В 43/112, опубл. 27.02.2005 г. в 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 have various types and shapes of working bodies with hydraulic monitor channels and nozzles, which 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 patent No. 2403380, IPC ЕВВ 43/114, published on November 10, 2010 in Bulletin No. 31), "Hydromechanical slotted punch (options)" (patent RU No. 2247226, IPC ЕВВ 43/112, published on 02.27.2005, in Bulletin No. 6).
Общими недостатками способов с использованием указанных устройств являются:Common disadvantages of the methods using these devices are:
- снижение фильтрационных свойств пласта, так как при размыве каверн частицы цементного камня и горной породы - кольматант - устремляются вглубь пласта и забивают флюидопроводящие каналы;- a decrease in 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 fluid-conducting channels;
- низкая эффективность размыва каверн рабочей жидкостью (технической водой), что не позволяет максимально увеличить размеры каверны.- low efficiency of erosion of caverns with a working fluid (process water), which does not allow maximizing the size of the cavity.
Также известен способ кислотной обработки карбонатного пласта (патент RU №2535538, МПК Е21В 43/27, опубл. 20.12.2014 г. в бюл. №35), включающий предварительную промывку скважины органическим растворителем, затем последовательную закачку в скважину органического растворителя, раствора пленкообразователя, в качестве которого используют 5-30%-ный раствор мазута в углеводородном растворителе в объеме 0,5-2,5 м3/м перфорированной толщины пласта, буфера органического растворителя в количестве 3-6 м3 и кислотного раствора в количестве 1-5 м3/м перфорированной толщины пласта и последующую продавку в пласт закачанных жидкостей.Also known is a method of acid treatment of a carbonate formation (patent RU No. 2535538, IPC ЕВВ 43/27, published on December 20, 2014 in bull. No. 35), including preliminary washing of the well with an organic solvent, then sequential injection of an organic solvent, a film-forming solution into the well , which is used as a 5-30% solution of fuel oil in a hydrocarbon solvent in a volume of 0.5-2.5 m 3 / m perforated thickness of the reservoir, an organic solvent buffer in an amount of 3-6 m 3 and an acid solution in an amount of 1- 5 m 3 / m apertured then and subsequent formation of tires prodavku injected into the formation fluids.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- низкое качество обработки призабойной зоны пласта (ПЗП), вследствие кислотной обработки через существующие перфорационные отверстия, т.е. без дополнительного вскрытия эксплуатационной колонны (ЭК) гидромеханической прокалывающей перфорацией;- low quality treatment of the bottom-hole formation zone (PZP), due to acid treatment through existing perforations, i.e. without additional opening of the production casing (EC) with hydromechanical piercing perforation;
- низкая эффективность обработки ПЗП, отсутствие размыва каверн перед кислотной обработкой, что не позволяет глубоко в ПЗП обработать флюидопроводящие каналы.- low processing efficiency of PZP, the lack of erosion of caverns before acid treatment, which does not allow processing fluid-conducting channels deep in the PZP.
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. в бюл. №8), при котором осуществляют спуск в ЭК закрепленных на колонне НКТ струйного насоса, пакера и гидромеханического прокалывающего перфоратора. Устанавливают пакер в ЭК с последующим вскрытием ЭК 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 ЭК осуществляют в два этапа. На первом этапе осуществляют формирование технологических перфорационных отверстий без размыва каверн. 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 a depression (patent RU No. 2612702, IPC ЕВВ 43/114, publ. 03/13/2017 in bull. No. 8), in which the descent into the EC mounted on the column Tubing of the jet pump, packer and hydromechanical piercing punch. The packer is installed in the EC with the subsequent opening of the EC by feeding the working fluid into the perforator under pressure with the formation of perforation holes with perforator punches. Caverns are washed out by supplying working fluid to the formed perforations through the hydraulic monitor channels of the perforator punches. The colmatant is recovered from the PPP by creating depression with a jet pump in the under-packer space. Autopsy EC carried out in two stages. At the first stage, the formation of technological perforations without erosion of the cavities is carried out. At the second stage, the formation of perforation holes is carried out, through which caverns are washed out, at the same time depression is created by the jet pump in the under-packer space and the colmatant is extracted through technological perforation holes.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- низкая эффективность размыва каверн рабочей жидкостью (технической водой), что не позволяет максимально увеличить размеры каверн;- low efficiency of erosion of caverns with a working fluid (process water), which does not allow maximizing the size of caverns;
- низкое качество очистки ПЗП скважин, в том числе для скважин с асфальтено-парафиновыми отложениями (АСПО), вызванное отсутствием обработки ПЗП после размыва каверн, из-за этого невозможно увеличить приток нефти из флюидопроводящих каналов пласта через каверны в скважину;- poor quality of cleaning the bottomhole formation zone of wells, including for wells with asphaltene-paraffin deposits (ASPO), caused by the lack of processing of the bottomhole zone after erosion of the caverns, because of this it is impossible to increase the flow of oil from the fluid-conducting channels of the formation through the caverns into the well;
- низкая надежность реализации способа, связанная с потерей герметичности гидравлического пакера в процессе реализации способа;- low reliability of the implementation of the method associated with the loss of tightness of the hydraulic packer during the implementation of the method;
- длительность реализации способа, связанная с извлечением кольматанта из ПЗП, так как для этого сначала необходимо откачать жидкость из всего затрубного пространства (пакер гидравлического действия при откачке распакерован) с помощью струйного насоса, в связи с этим высокие финансовые затраты реализации способа.- the duration of the implementation of the method associated with the extraction of colmatant from the BCP, since for this it is first necessary to pump out the liquid from the entire annulus (the hydraulic action packer is unpacked during pumping) using a jet pump, in connection with this the high financial costs of implementing the method.
Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности размыва каверн, качества очистки ПЗП карбонатного пласта, а также повышение надежности работы пакера и снижение финансовых затрат при реализации способа.The technical objectives of the invention are to increase the efficiency of erosion of the caverns, the quality of the cleaning of the bottomhole formation zone of the carbonate formation, as well as improving the reliability of the packer and reducing financial costs when implementing the method.
Поставленные технические задачи решаются способом перфорации скважины и обработки призабойной зоны карбонатного пласта, включающим спуск в эксплуатационную колонну - ЭК закрепленных на колонне насосно-компрессорных труб - НКТ пакера и гидромеханического прокалывающего перфоратора, установку пакера в ЭК с последующим вскрытием ЭК путем подачи в перфоратор под давлением рабочей жидкости с прокалыванием пробойниками перфорационных отверстий в ЭК, размытие каверн путем подачи рабочей жидкости в сформированные перфорационные отверстия ЭК 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 into the production string - EC mounted on the string of tubing - tubing packer and hydromechanical piercing puncher, installing the packer in the EC followed by opening the EC by applying pressure to the perforator the working fluid with piercing the perforation holes in the EC with punches, blurring the cavities by feeding the working fluid into the formed perforations EC through the hydraulic channels of the punch drills.
Новым является то, что перед спуском колонны НКТ в ЭК проводят исследование карбонатного пласта на приток и определяют интервал с низким притоком нефти, далее заполняют ЭК скважины вязкоупругим составом от забоя до кровли перфорируемого карбонатного пласта, затем на устье скважины на нижний конец колонны НКТ снизу вверх собирают компоновку, включающую прокалывающий гидромеханический перфоратор, циркуляционный клапан, механический пакер, свабный ограничитель, спускают компоновку на колонне НКТ в ЭК, при этом пробойники перфоратора располагают в интервале карбонатного пласта с низким притоком, механический пакер размещают над кровлей карбонатного пласта, затем открывают затрубную задвижку и сажают механический пакер, после чего производят прокалывающую гидромеханическую перфорацию ступенчато с повышением давления рабочей жидкости в колонне НКТ 5,0-8,0-10,0-12,0 МПа до получения двух симметричных перфорационных отверстий в ЭК, расположенных под углом 180°, затем при давлении 12 МПа заменяют рабочую жидкость на 15%-ный водный раствор соляной кислоты, доводят давление закачки до 15,0 МПа, через гидромониторные каналы пробойников перфоратора производят размыв каверн 15%-ным водным раствором соляной кислоты в течение 15 мин, после продавливают остатки 15%-ного водного раствора соляной кислоты из колонны НКТ через каверны в призабойную зону карбонатного пласта, далее сбрасывают давление в колонне НКТ до нуля и оставляют скважину на технологическую выдержку, затем извлекают вязкоупругий состав и продукты реакции 15%-ного водного раствора соляной кислоты с породой карбонатного пласта, для чего сбрасывают шар в колонну НКТ, повышают давление в колонне НКТ до открытия отверстий в циркуляционном клапане, затем спускают сваб в колонну НКТ и свабированием по колонне НКТ извлекают вязкоупругий состав и продукты реакции 15%-ного водного раствора соляной кислоты с породой пласта, далее по колонне НКТ через отверстия в циркуляционном клапане и перфорационные отверстия ЭК скважины в призабойную зону карбонатного пласта закачивают и продавливают растворитель в объеме из расчета 1,0 м3 на 1 м высоты карбонатного пласта.What is new is that before lowering the tubing string into the EC, the carbonate formation is examined for inflow and the interval with low oil inflow is determined, then the EC wells are filled with viscoelastic composition from the bottom to the top of the perforated carbonate formation, then from the bottom to the bottom of the tubing string the assembly is assembled, including a piercing hydromechanical perforator, a circulation valve, a mechanical packer, a swab limiter, the assembly is lowered onto the tubing string in the EC, while the perforator punches They are placed in the interval of the carbonate formation with a low inflow, the mechanical packer is placed over the roof of the carbonate formation, then the annular valve is opened and the mechanical packer is planted, after which piercing hydromechanical perforation is performed stepwise with increasing pressure of the working fluid in the tubing string 5.0-8.0-10 , 0-12.0 MPa to obtain two symmetrical perforation holes in the EC, located at an angle of 180 °, then at a pressure of 12 MPa, the working fluid is replaced with a 15% aqueous solution of hydrochloric acid, the injection pressure is adjusted to 15.0 MPa, through the hydromonitor channels of the perforator punches, the caverns are washed out with a 15% aqueous hydrochloric acid solution for 15 minutes, after which the residues of the 15% aqueous hydrochloric acid solution from the tubing string are pushed through the caverns into the bottom-hole zone of the carbonate formation, then discharged the pressure in the tubing string is zero and the well is left for technological shutter speed, then the viscoelastic composition and reaction products of the 15% aqueous hydrochloric acid solution with the rock of the carbonate formation are removed, for which a ball is dropped into the tubing string increase the pressure in the tubing string to open the holes in the circulation valve, then swab down to the tubing string and swab through the tubing string to extract the viscoelastic composition and reaction products of a 15% aqueous hydrochloric acid solution with the formation rock, then through the tubing string through the holes in the circulation tubing the valve and the perforations of the EC wells into the bottomhole zone of the carbonate formation are pumped and forced through the solvent in the amount of 1.0 m 3 per 1 m of the height of the carbonate formation.
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.
Проперфорированный карбонатный пласт 1 (см. фиг. 1) исследуют на приток нефти и определяют интервал с низким притоком. Например, вскрытый карбонатный пласт 1 в скважине имеет высоту 8 м в интервале 1255-1263 м. По результатам исследований термодебитометрией определили, что в интервале 1261-1263 м приток (дебит) нефти карбонатного пласта ниже среднего дебита по карбонатному пласту 1. Например, средний дебит (приток) нефти по пласту 15 т/сут, а в интервале 1261-1263 м дебит нефти составляет 5 т/сут. Далее проводят работы по увеличению нефтеотдачи карбонатного пласта 1.The perforated carbonate formation 1 (see FIG. 1) is examined for oil inflow and the interval with low inflow is determined. For example, an
Для этого спускают в скважину технологическую колонну труб (на фиг. 1-5 не показано) и заполняют ЭК 2 (см. фиг. 1) от забоя до кровли карбонатного пласта 1 любым известным вязкоупругим составом 3, например, описанным в патенте RU №2620674 «Состав для изоляции межтрубного пространства скважин» МПК Е21В 33/138, опубл. 29.05.2017 г. в бюл №16. Извлекают технологическую колонну труб.To do this, lower the technological column of pipes (not shown in Fig. 1-5) and fill EC 2 (see Fig. 1) from the bottom to the top of the
Далее на устье скважины на нижний конец колонны НКТ 4 (см. фиг. 2) снизу вверх собирают компоновку, включающую прокалывающий гидромеханический перфоратор 5 (далее перфоратор), циркуляционный клапан 6, механический пакер 7 и свабный ограничитель 8. При этом выполняется условиеNext, at the wellhead, at the lower end of the tubing string 4 (see Fig. 2), an assembly is assembled from bottom to top, including a piercing hydromechanical perforator 5 (hereinafter referred to as a perforator), a
где d1 - внутренний диаметр циркуляционного клапана 6, мм;where d 1 is the inner diameter of the
d2 - внутренний диаметр свабного ограничителя 8, мм.d 2 - inner diameter of the
В качестве перфоратора 5 используют любое известное устройство, позволяющее последовательно проводить проколы в ЭК 2 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. в бюл. №20.As a
В качестве механического пакера 7 применяют любой известный пакер с механической осевой или радиальной посадкой.As a
Спускают компоновку на колонне НКТ 4 в ЭК 2 (см. фиг. 2). Пробойники (резцы) 9' и 9'' перфоратора 5 располагают в интервале карбонатного пласта 1 с низким притоком 1261-1263 м, а механический пакер 7 размещают над кровлей карбонатного пласта 1.The layout is lowered on the
Открывают затрубную задвижку 10 (см. фиг. 3) и сажают механический пакер 7.An
Открытая задвижка 10 позволяет контролировать герметичность механического пакера 7 в процессе реализации способа. В случае негерметичной посадки пакера демонтируют оборудование и производят повторный спуск, как описано выше.An
Далее закачкой рабочей жидкости по колонне НКТ 4 производят прокалывающую гидромеханическую перфорацию, т.е. производят вскрытие ЭК 2 в интервале карбонатного пласта 1 с низким притоком нефти. В качестве рабочей жидкости применяют сточную воду плотностью ρ=1100 кг/м3.Then, by pumping the working fluid along the
Для этого, например, с помощью цементировочного агрегата ЦА-320 (на фиг. 1-5 не показан) ступенчато создают давление рабочей жидкости в колонне НКТ 4 и перфораторе 5 сначала до 5,0 МПа с задержкой 10 сек, затем поднимают давление до 8,0 МПа с задержкой 10 сек, затем поднимают давление до 10,0 МПа с задержкой 10 сек, затем поднимают давление до 12,0 МПа. Таким образом, получают два симметричных перфорационных отверстия 11' и 11'' (см. фиг. 3) в ЭК 2, расположенных под углом 180° относительно друг друга.For this, for example, using a cementing unit CA-320 (not shown in Fig. 1-5), the pressure of the working fluid in the
Затем, не сбрасывая давления в колонне НКТ 4 (не извлекая пробойников 9' и 9'' перфоратора 5 из перфорационных отверстий 11' и 11'' в ЭК 2), закачивают в колонну НКТ 4 15%-водный раствор соляной кислоты, т.е. заменяют рабочую жидкость в колонне НКТ 4 на 15%-водный раствор соляной кислоты. Доводят давление закачки по колонне НКТ 4 до 15,0 МПа и через гидромониторные каналы 12' и 12'' пробойников перфоратора 5 производят размыв каверн 131' и 131'', соответственно, 15%-ным водным раствором соляной кислоты в течение 15 минут. Вследствие реакции кислоты с породой карбонатного пласта 1 каверны 131' и 131'' постепенно увеличиваются в размерах до 132' и 132''. После чего остатки 15%-ного водного раствора соляной кислоты из колонны НКТ 4 продавливают с помощью технологической жидкости, например, сточной водой плотностью ρ=1100 кг/м3 в призабойную зону карбонатного пласта 1 через гидромониторные каналы 12' и 12'' пробойников перфоратора 5 и через каверны 131' и 131'' и 132' и 132'', увеличивая размеры каверн до 133' и 133''.Then, without relieving pressure in the tubing string 4 (without removing the punches 9 'and 9''of the
Повышается эффективность размыва каверн за счет увеличения фильтрационных свойств карбонатного пласта, так как используется 15%-ный водный раствор соляной кислоты, который позволяет максимально увеличить размеры размываемых каверн.The efficiency of cavern erosion is increased by increasing the filtration properties of the carbonate formation, since a 15% aqueous hydrochloric acid solution is used, which allows one to maximize the size of eroded caverns.
Вязкоупругий состав 3, находящийся в ЭК 2 скважины, не позволяет в процессе размыва каверн 13', 13'', 13''' проникать 15%-ному водному раствору соляной кислоты в существующие интервалы перфорации 14 карбонатного пласта 1.The
После чего сбрасывают давление в колонне НКТ 4 и перфораторе 5 до нуля и оставляют скважину на технологическую выдержку, например, в течение 8 часов.After that, the pressure in the
Затем производят извлечение вязкоупругого состава и продуктов реакции 15%-ного водного раствора соляной кислоты с породой карбонатного пласта 1, находящихся под механическим пакером 7 в ЭК 2.Then, the viscoelastic composition and reaction products of a 15% aqueous solution of hydrochloric acid are extracted with the rock of
Для этого сбрасывают шар 15 (см. фиг. 4) в колонну НКТ 4. Так как соблюдается условие (1): d1<d2, то шар 15 свободно проходит через свабный ограничитель 8 и садится на втулку 16 циркуляционного клапана 6.To do this, drop the ball 15 (see Fig. 4) into the
С помощью цементировочного агрегата ЦА-320 (на фиг. 1-5 не показан) повышают давление в колонне НКТ 4 (см. фиг. 4) до разрушения срезного винта 17 и открытия отверстий 18 в циркуляционном клапане 6, например, до 7,0 МПа. В результате втулка 16 циркуляционного клапана 6 перемещается вниз вместе с шаром 15 до упора в верхний торец перфоратора 5, при этом открываются отверстия 18 в циркуляционном клапане 6.Using a cementing unit CA-320 (not shown in Fig. 1-5), the pressure in the
Спускают сваб 19 на геофизическом кабеле 20 в колонну НКТ 4. Свабированием по колонне НКТ 4 извлекают вязкоупругий состав 3 и продукты реакции 15%-ного водного раствора соляной кислоты с породой карбонатного пласта 1. Например, свабированием извлекают 15 м3 жидкости. По окончании свабирования извлекают из колонны НКТ 4 сваб 19 на геофизическом кабеле 20.
Далее по колонне НКТ 4 через отверстия 18 (см. фиг. 5) в циркуляционном клапане 6, перфорационные отверстия 11', 11'' и существующие перфорационные отверстия 14 ЭК 2 скважины в призабойную зону карбонатного пласта 1 закачивают и продавливают технологической жидкостью, например сточной водой плотностью 1100 кг/м3, растворитель в объеме из расчета 1,0 м3 на 1 м высоты карбонатного пласта 1.Further along the
При высоте карбонатного пласта 1, равной 8 м, закачивают и продавливают по колонне НКТ 4: 1,0 м3 ⋅ 8 м/м = 8 м3 растворителя.When the height of the
В качестве растворителя применяют любой известный растворитель для удаления АСПО из призабойной зоны карбонатного пласта, например, растворитель «МИА-пром» или «Интат». Выпадение АСПО является основной причиной снижения фильтрационных характеристик ПЗП добывающих скважин, поэтому обработка растворителем позволяет улучшить фильтрационные характеристики ПЗП добывающих скважин.As a solvent, any known solvent is used to remove paraffin from the bottom zone of the carbonate formation, for example, MIA-prom or Intat solvent. Deposition of paraffin deposits is the main reason for the decrease in the filtration characteristics of the bottomhole formation zone of production wells, therefore, solvent treatment can improve the filtration characteristics of the bottomhole zone of production wells.
По окончании обработки растворителем карбонатного пласта 1 распакеровывают механический пакер 7 и извлекают компоновку на колонне НКТ 4 из ЭК 2 скважины. Процесс реализации способа окончен.At the end of the solvent treatment of the
Повышается качество очистки призабойной зоны карбонатного пласта, так как после размыва каверн производится обработка ПЗП растворителем, как через размытые каверны, так и существующие интервалы перфорации карбонатного пласта, что позволяет увеличить приток (дебит) продукции из флюидопроводящих каналов пласта через каверны и перфорационные отверстия в скважину.The quality of cleaning the bottom-hole zone of the carbonate formation is improved, since after erosion of the caverns, the PPP is treated with solvent, both through washed-out caverns, and the existing intervals of perforation of the carbonate formation, which allows to increase the inflow (flow rate) of products from the fluid-conducting channels of the formation through caverns and perforations into the well .
Повышается надежность реализации способа, так как закачку и продавку 15%-ного водного раствора соляной кислоты и растворителя проводят под контролем герметичности механического пакера. Механический пакер в отличие от гидравлического не распакеровывается и не требует создания в нем гидравлического давления для сохранения герметичности.The reliability of the implementation of the method increases, since the injection and delivery of a 15% aqueous solution of hydrochloric acid and solvent is carried out under the control of the tightness of the mechanical packer. A mechanical packer, unlike a hydraulic packer, is not unpacked and does not require the creation of hydraulic pressure in it to maintain tightness.
Сокращается продолжительность извлечения кольматанта из призабойной зоны карбонатного пласта и вязкоупругого состава, так как извлечение производится только из подпакерной зоны посаженного механического пакера, а не из всего затрубного пространства, в связи с чем снижаются финансовые затраты на реализацию способа.The duration of the extraction of colmatant from the bottom-hole zone of the carbonate reservoir and the viscoelastic composition is reduced, since the extraction is carried out only from the sub-packer zone of the planted mechanical packer, and not from the entire annulus, and therefore the financial cost of implementing the method is reduced.
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 размыва каверн;- increase the efficiency of erosion of caverns;
- 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 финансовые затраты.- reduce financial costs.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2017136231A RU2667239C1 (en) | 2017-10-12 | 2017-10-12 | Method for perforating well and processing bottom-hole carbonate formation zone |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2017136231A RU2667239C1 (en) | 2017-10-12 | 2017-10-12 | Method for perforating well and processing bottom-hole carbonate formation zone |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2667239C1 true RU2667239C1 (en) | 2018-09-18 |
Family
ID=63580219
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2017136231A RU2667239C1 (en) | 2017-10-12 | 2017-10-12 | Method for perforating well and processing bottom-hole carbonate formation zone |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2667239C1 (en) |
Citations (6)
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 |
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 |
RU2512216C1 (en) * | 2012-10-16 | 2014-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Treatment method of bottomhole zone |
RU2520221C1 (en) * | 2012-12-27 | 2014-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Treatment method of bottomhole zone |
RU2610967C1 (en) * | 2015-12-31 | 2017-02-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of selective treatment of productive carbonate formation |
RU2612702C1 (en) * | 2015-12-25 | 2017-03-13 | Игорь Александрович Гостев | Method of hydromechanical punching of wells on depression |
-
2017
- 2017-10-12 RU RU2017136231A patent/RU2667239C1/en active
Patent Citations (6)
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 |
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 |
RU2512216C1 (en) * | 2012-10-16 | 2014-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Treatment method of bottomhole zone |
RU2520221C1 (en) * | 2012-12-27 | 2014-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Treatment method of bottomhole zone |
RU2612702C1 (en) * | 2015-12-25 | 2017-03-13 | Игорь Александрович Гостев | Method of hydromechanical punching of wells on depression |
RU2610967C1 (en) * | 2015-12-31 | 2017-02-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of selective treatment of productive carbonate formation |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
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 | |
RU2512216C1 (en) | Treatment method of bottomhole zone | |
RU2656255C1 (en) | Method for perforating a well and processing a bottom-hole carbonate formation zone | |
CN106761650A (en) | Oil, many microcrack pressure break block releasing techniques of well | |
RU2652412C1 (en) | Method of acidizing bottomhole formation zone with carbonate reservoir | |
RU2667240C1 (en) | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well | |
RU2599156C1 (en) | Method of interval treatment of bottom hole zone of horizontal well shaft | |
RU2667239C1 (en) | Method for perforating well and processing bottom-hole carbonate formation zone | |
RU2534262C1 (en) | Interval treatment method of bottom-hole zone of oil-gas well formations | |
RU2570156C1 (en) | Development of flooded oil deposit | |
RU2740505C1 (en) | Acid treatment method of open horizontal shaft of wells | |
RU2612702C1 (en) | Method of hydromechanical punching of wells on depression | |
RU2499134C2 (en) | Method of development of oil pool located above gas pool and separated therefrom by impermeable parting | |
RU2296217C1 (en) | Well bottom zone treatment method | |
RU2626484C1 (en) | Operating method of high-viscosity oil recovery downhole | |
RU2599155C1 (en) | Method of treatment of bottom-hole zone of the horizontal shafts of boreholes, opening carbonate collector | |
RU2651829C1 (en) | Method for preventing coning of bottom water in small-scale horizontal well | |
RU2750004C1 (en) | Method for completing and intensifying inflow of well with carbonate reservoirs | |
RU2266405C1 (en) | Well bottom zone treatment method | |
RU2667242C1 (en) | Method of developing well oil reservoir with horizontal termination | |
RU2325517C1 (en) | Acidization process of the bottom-hole zone of acclinal or lateral well | |
RU2376462C2 (en) | Method of oil well development with impulse water withdrawal regime | |
RU2593283C1 (en) | Method of extracting packer from well |