RU2704087C2 - Способ эксплуатации скважины и устройство для его осуществления - Google Patents
Способ эксплуатации скважины и устройство для его осуществления Download PDFInfo
- Publication number
- RU2704087C2 RU2704087C2 RU2017139736A RU2017139736A RU2704087C2 RU 2704087 C2 RU2704087 C2 RU 2704087C2 RU 2017139736 A RU2017139736 A RU 2017139736A RU 2017139736 A RU2017139736 A RU 2017139736A RU 2704087 C2 RU2704087 C2 RU 2704087C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- wellhead
- reservoir
- formation
- independent channels
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 24
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 48
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 35
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 19
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 16
- 230000004044 response Effects 0.000 claims abstract description 13
- 239000002131 composite material Substances 0.000 claims abstract description 9
- 238000011282 treatment Methods 0.000 claims abstract description 7
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 31
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 10
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 9
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 8
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 7
- 239000006260 foam Substances 0.000 claims description 6
- 239000002569 water oil cream Substances 0.000 claims description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 5
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 4
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical class F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000004576 sand Substances 0.000 abstract description 19
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 abstract description 8
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 6
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract description 5
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract description 4
- 238000004891 communication Methods 0.000 abstract description 3
- 239000002689 soil Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 12
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 11
- 239000007799 cork Substances 0.000 description 8
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 8
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 7
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 7
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 6
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 6
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 6
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 5
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 5
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N Toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 3
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 3
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 2
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 2
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 238000002386 leaching Methods 0.000 description 1
- 150000007522 mineralic acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000004570 mortar (masonry) Substances 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 229920003023 plastic Polymers 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
- E21B37/08—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells cleaning in situ of down-hole filters, screens, e.g. casing perforations, or gravel packs
-
- 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
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к горной, нефтяной и газовой отраслям промышленности, в частности к эксплуатации скважин, осложненной наличием в них песка и асфальтосмолопарафиновых отложений, и может быть применена для интенсификации притока. По способу в скважину спускают составную колонну. Ее оборудуют в нижней части двумя независимыми каналами - одним для связи продуктивного пласта с устьем скважины и выдачи продукции скважины на устье скважины, а другим - для связи устья скважины с продуктивным пластом и нагнетания в последний рабочего агента для обработки продуктивного пласта. Каждый из независимых каналов оборудуют нормально открытым клапаном для обеспечения возможности потока соответствующего флюида в соответствующем направлении. Осуществляют множественное чередование циклов выдачи продукции пласта на устье скважины с обработкой продуктивного пласта. Продолжительность циклов, давление циркуляции каждого из флюидов и расход каждого из флюидов раз от разу меняют. При этом учитывают отклик продуктивного пласта. 2 н. и 9 з.п. ф-лы, 3 ил.
Description
Группа изобретений относится к горной, нефтяной и газовой отраслям промышленности, в частности, к эксплуатации скважин, осложненной наличием в них песка и АСПО (асфальтосмолопарафиновых отложений) и солеотложений, и может быть применена для интенсификации притока.
Известен способ эксплуатации скважин осложненного породопроявлением с помощью промывки песчаных пробок гибкой трубы колтюбинговой установки [С.М. Вайшток и др. Подземный ремонт и бурение скважин с применением гибких труб.) М: Изд-во Академии горных наук, 1999. - С. 145-154;). Недостатки технологии; большие гидравлические потери по гибкой трубе колтюбинговой установки, в связи, с чем при проведении работ наблюдаются высокие устьевые давления (до 100-130 кгс/см2), что приводит к разрушению структуры пенных растворов, из-за их недостаточной стабильности; низкая скорость восходящего потока, не всегда обеспечивающего полный вынос песка из скважины.
Технология эффективна, когда скважина эксплуатируется без фильтра. При наличии фильтра с отверстиями фильтрации 0,3 мм и менее эффективность удаления пробки низкая, ввиду наличия фильтрующей поверхности.
Известна технология эксплуатации скважин путем восстановления подземной среды (пат RU 2448239 «Способ восстановления поземных сред и способы очистки песчано-сетчатого фильтра и гравийной набивки» БИ 11 от 20.04.2012). Способы восстановления подземной среды включают введение очищающей жидкости через буровую скважину в область подземной формации, применение импульсного давления к очищающей жидкости и введение уплотняющего агента через буровую скважину в область подземной формации. Способы очистки регулирующих песок сетчатых фильтров включают введение очищающей жидкости через сетчатый фильтр в область подземной формации, причем регулирующий песок сетчатый фильтр расположен в буровой скважине, применение импульсного давления к очищающей жидкости и введение уплотняющего агента через сетчатый фильтр в область подземной формации. Уплотняющий агент содержит, по меньшей мере, один элемент, выбранный из группы, состоящей из неводного и водного придающих клейкость агентов, смолы, геле образующей композиции и их комбинаций. Техническим результатом является предотвращение разрушения формации, - декольматации фильтра с гравийной набивкой.
Недостатки способа; при прохождении жидкости в гидроимпульсном режиме через фильтр с гравийной засыпкой, возможно, его разрушение ввиду резких перепадов давлений, применение кислот для растворения кольматанта - глины песка, малоэффективны т.к. они мало растворимы в органических и неорганических кислотах. При декольматации сетчатого фильтра и гравийной набивки расположенного в буровой скважине, процесс очистки протекает в основном в верхней части.
Наиболее близким по технической сущности является «СПОСОБ ВЫНОСА ПЕСКА ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИННОГО ФИЛЬТРА» (пат №2 110671 БИ 13 от 10.05.1998) включающему в себя спуск фильтра, на насосно-компрессорных или других трубах в заданный интервал скважины и вынос взвеси промывочной жидкостью под гидравлическим давлением, на насосно-компрессорных или других трубах размещают самоуплотняющуюся манжету, а между фильтром и самоуплотняющейся манжетой циркуляционный клапан, а вынос взвеси песка обеспечивают периодической прокачкой промывочной жидкости через циркуляционный клапан, при этом в момент выноса взвеси песка самоуплотняющуюся манжету фиксируют выше продуктивного пласта.
Недостатки способа:
- для того чтобы осуществить подъем самоуплотняющейся манжеты выше продуктивного пласта необходим монтаж станка, глушение скважины, подъем колонны, с последующим демонтажем и освоением скважины;
- поднять колонну с песчано-глинистой пробкой с помощью самоуплотняющейся манжеты мощностью в несколько метров маловероятно;
- при циркуляции в предлагаемом техническом решении поток движется как через циркуляционный клапан, так и через фильтр, что снижает эффективность удаления песчаной взвеси из ствола скважины.
Техническим результатом группы изобретений является повышение надежности (эффективности) эксплуатации скважины и снижение затрат за счет размыва, растворения и удаления песчаной пробки, АСПО, отложений солей из ПЗП (призабойной зоны пласта), лифтовой колонны не проводя дополнительных работ по переоборудованию скважины, восстановления производительности в течение обработки продуктивного пласта, возможности обработки пласта многократно, увеличение срока межремонтного периода.
Необходимый технический результат достигается тем, что по способу эксплуатации скважины, характеризующийся тем, что в скважину спускают составную колонну, которую оборудуют в нижней части двумя независимыми каналами - одним для связи продуктивного пласта с устьем скважины и выдачи продукции скважины на устье скважины, а другим - для связи устья скважины с продуктивным пластом и нагнетания в последний рабочего агента для обработки продуктивного пласта, при этом каждый из независимых каналов оборудуют нормально открытым клапаном для обеспечения возможности потока соответствующего флюида в соответствующем направлении, осуществляют множественное чередование циклов выдачи продукции пласта на устье скважины с обработкой продуктивного пласта, продолжительность которых, давление циркуляции каждого из флюидов и расход каждого из флюидов, раз от разу меняют, при этом учитывают отклик продуктивного пласта.
Кроме того:
При работающем насосе в затрубное пространство закачивают раствор нефти или водонефтяную эмульсию, или водный раствор с ПАВ (полимера) в объеме не менее 1,5-2,0 внутреннего объема лифтовой колонны, прокачивают насосом с устья раствор через лифтовую колонну, удаляя мехпримеси из лифтовой колонны.
В затрубное пространство закачивают раствор нефти или водонефтяную эмульсию, или водный раствор с ПАВ (полимера) в объеме не менее 1,5-2,0 внутреннего объема лифтовой колонны, прокачивают насосом с устья раствор, через лифтовую колонну удаляя мехпримеси из лифтовой колонны.
В качестве рабочего агента используют растворитель в виде раствора соляной кислоты или смеси соляной и плавиковой кислот.
В качестве рабочего агента используют нефть или водонефтяную эмульсию, получаемые при эксплуатации скважины.
В качестве рабочего агента используют раствор поверхностно-активного вещества в виде пены или, раствора основе полимеров.
Необходимый технический результат достигается также и тем, что устройство для обработки продуктивного пласта в скважине включает составную колонну труб для спуска в скважину, выполненную в виде верхней ее части, основной по длине, и нижней части, последняя из которых имеет два независимых канала - один из них предназначен для связи продуктивного пласта с устьем скважины и выдачи продукции скважины на устье скважины, а другой - для связи устья скважины с продуктивным пластом и нагнетания в последний рабочего агента для обработки продуктивного пласта, при этом каждый из независимых каналов оборудован нормально открытым клапаном для обеспечения возможности потока соответствующего флюида в соответствующем направлении, осуществления множественного чередования циклов выдачи продукции пласта на устье скважины с обработкой продуктивного пласта в выбранном гидравлическом режиме и неинерционного режима ответа на отклик пласта.
Кроме того:
Независимые каналы имеют концентричное размещение друг относительно друга.
Независимые каналы имеют эксцентричное - параллельное размещение друг относительно друга.
Независимые каналы - один и/или другой имеют перфорацию.
Сущность предложенного решения заключается в том, что осуществляют размыв, растворение и вынос в процессе эксплуатации отложений периодической прокачкой промывочной жидкости под гидравлическим давлением через составную колонну по независимому каналу обеспечивающей циркуляцию через забой скважины и вынос отложений по затрубному пространству на устье скважины, причем независимый канал оборудован нормально открытым клапаном для обеспечения возможности потока флюида в направлении забоя.
После вымыва и удаления отложений скважина переводится в режим добычи флюида без дополнительного переоборудования по независимому каналу, предназначенному для связи продуктивного пласта с устьем скважины и выдачи продукции скважины на устье скважины, оборудованного нормально открытым клапаном для обеспечения возможности потока добываемого флюида на устье скважины по лифтовой колонне.
Осуществляют множественное чередования циклов выдачи продукции пласта на устье скважины с обработкой продуктивного пласта в выбранном гидравлическом режиме и неинерционного режима ответа на отклик пласта, т е до получения рентабельного притока добываемого флюида, за счет очистки призабойной зоны пласта от отложений породы пласта, АСПО, отложений солей и очистки пор и каналов от примесей прокачкой растворов ПАВ, кислот, эмульсии в режиме реального времени.
При эксплуатации скважины часть мехпримесей поступает в лифтовую колонну т.к. фильтрующие элементы не в состоянии задержать все мехпримеси, а только определенного размера. Пилитовые фракции попадут в ГНО, что приведет к заклиниванию глубинно насосного оборудования. В связи, с чем необходимо удалить мехпримеси из лифтовой колонны (внутритрубного пространства) и после чего с ПЗП (затрубного).
При существующих способах эксплуатации породопроявляющих скважин снижение производительности скважин песчаной пробкой, АСПО является результатом уменьшения площади фильтрации и увеличения дополнительного сопротивления. При потери притока флюида скважину выводят в капремонт. Для чего проводят монтаж станка обуривание прихваченной пробкой фильтровой компоновки, смену бурового инструмента на бурильный инструмент с левой резьбой для отворота обуренной части фильтровой компоновки и в такой последовательности извлекают прихваченную породой фильтры.
Необходимо проводить размыв и удаление песчано-глинистой пробки до ее формирования по мощности продуктивного горизонта, что приведет к существенному росту производительности добычи и продолжительности эксплуатации. Кроме того, невозможность при существующей технологии скважин оборудованных фильтрами осуществить циркуляцию через ПЗП и недостаточная периодичность промывки создает условия образования песчаных пробок с перекрытием продуктивного пласта (перфорации), что влечет за собой прихват, обрыв насосно-компрессорных труб (НКТ) при их подъеме, неоправданно дополнительные аварийные ловильные работы, сокращается межремонтный период эксплуатации скважины.
Для исключения перечисленных недостатков в скважину спускают составную колонну, которую оборудуют в нижней части двумя независимыми каналами - одним для связи продуктивного пласта с устьем скважины и выдачи продукции скважины на устье скважины, а другим - для связи устья скважины с продуктивным пластом и нагнетания в последний рабочего агента для обработки продуктивного пласта, при этом каждый из независимых каналов оборудуют нормально открытым клапаном для обеспечения возможности потока соответствующего флюида в соответствующем направлении.
Наличие составной колонны одна, из которых располагается над продуктивным горизонтом или частично в нем для добычи флюида оборудованная нормально открытым клапаном для движения флюида из пласта по лифтовой колонне позволяет проводить добычу в условиях псевдосжиженного слоя, что не позволяет сразу формироваться песчано-глинистой пробки в ПЗП на фильтре. В интервале от кровли пласта до места установки фильтра взвесь песка с флюидом (АСПО) находится во взвешенном состоянии при добычи, что существенно удлиняет время формирования пробки (песчано-глинистой, АСПО).
При формировании песчано-глинистой пробки, что вызовет снижение производительности скважины, проводят размыв и удаление песчано-глинистой пробки до ее формирования по мощности продуктивного горизонта. Размыв и удаление пробки на устье, по второму независимому каналу, нагнетая в последний рабочий агент, для обработки продуктивного пласта, при этом независимый канал оборудован нормально открытым клапаном для обеспечения возможности потока флюида в направлении забоя скважины и последующей циркуляции потока с мехпримесями по затрубному пространству на устье.
Причем осуществляют множественное чередования циклов выдачи продукции пласта на устье скважины с обработкой продуктивного пласта в выбранном гидравлическом режиме и неинерционного режима ответа на отклик пласта. При этом не проводят переоборудование скважины, а по результатам обработок судят о качестве очистки ПЗП по дебиту флюида, поступающему из пласта в режиме реального времени.
В результате получают работоспособное техническое решение - экономичный и высокоэффективный способ эксплуатации скважин без вывода в ТКРС и без дополнительного переоборудования скважины.
На фиг. 1, 2, 3 представлены варианты реализации способа и устройства для его осуществления.
Способ осуществляют следующим образом.
В скважину 1, фиг, 1, спускают на трубах составную колонну, выполненную в виде верхней ее части, основной по длине 2, и нижней части, последняя из которых имеет два независимых канала 5, 6 один из которых для связи продуктивного пласта с устьем скважины и выдачи продукции скважины на устье скважины 5, состоящую из фильтровой части 5 расположенной над продуктивным пластом, оборудованной обратным клапаном 3 обеспечивающим циркуляцию добываемого флюида через фильтр 5 на устье скважины по лифтовой колонне 2, низ фильтра перекрыт 7. В фильтровой колонне концентрично расположен второй независимый канал 6 для связи устья скважины с продуктивным пластом 9 и нагнетания в последний рабочего агента для обработки продуктивного пласта, также оборудованным обратным клапаном 4 для движения раствора через забой скважины (ПЗП).
Данное расположение вызвано тем, что если мощность продуктивного горизонта мала и составляет 3-5 м в нем поместить все оборудование невозможно.
По мере образования песчано-глинистой пробки, отложений АСПО перекрывающей продуктивный интервал 9 происходит снижение добычи. Для удаления песчано-глинистой пробки, отложений АСПО, производят остановку скважины, подключают на устье насос и путем прямой циркуляции через лифтовую колонну 2, трубы расположенные в фильтре 6, через отверстия в трубах 8 в интервале продуктивного горизонта, промывочная жидкость поступает в ствол скважины, размывая песчано-глинистую пробку, перекрывающая продуктивный горизонт 9, которая по затрубному пространству выносится на устье. В качестве промывочной жидкости используют нефть или водонефтяную эмульсию, добываемую в процессе эксплуатации скважины.
Для растворения АСПО в раствор дополнительно вводят растворитель толуол или ШФЛУ (широкую фракцию легких углеводородов - бензиновые фракции и т.д.).
При установке фильтра крупные фракции остаются в скважине и, оседая на забой, засоряют его, что требует последующей очистки. Мелкие фракции, попадая в насос, остаются в его зазорах и истирают его, приводят к заклиниванию ГНО, что требует повышенной износостойкости насоса.
В связи с чем необходимо удалить мехпримеси с внутритрубного пространства и после чего с ПЗП и затрубного, что возможно при применении предложенного способа.
Для чего при работающем насосе в затрубное пространство закачивают раствор нефти или водонефтяную эмульсию, или водный раствор с ПАВ (полимером) не содержащий мехпримеси, в объеме не менее 1,5-2,0 внутреннего объема лифтовой колонны 2. Прокачивают насосом с устья раствор при одновременно работающем насосе в скважине (можно и не работающем) через лифтовую колонну 2, удаляя мехпримеси из внутритрубного пространства и скважинного насоса.
После чего насос перебивают с затрубного пространства на трубное и прокачивают также не менее 1,5-2,0 объема затрубного пространства раствора. При этом скважина заполнена жидкостью по трубному и затрубному пространствам, что облегчает вынос мехпримесей из ПЗП и уменьшает вероятность поглощения раствора.
При получении рентабельного дебита скважину переводят на отбор.
При снижении производительности скважины проводят работы в той же последовательности, т.е. осуществляют множественное чередование циклов выдачи продукции пласта на устье скважины с обработкой продуктивного пласта, продолжительность которых, давление циркуляции каждого из флюидов и расход каждого из флюидов, раз от разу меняют, при этом учитывают отклик продуктивного пласта.
Пример конкретного выполнения согласно фиг. 2 мощность продуктивного горизонта значительная, более 3-5 м, часть фильтров располагают в продуктивном горизонте, и имеет место отложение солей.
В качестве рабочего агента используют растворитель в виде соляной кислоты или состав соляной и плавиковой кислот.
В кислотный агрегат (АзИНМАШ-30А) заливается техническая вода в объеме из расчета долива ингибированной концентрированной кислоты для приготовления раствора 15% концентрации. Концентрированная соляная кислота перекачивается агрегатом в емкость кислотника с водой.
Для удаления отложений солей и песчано-глинистой пробки производят, остановку скважины, подключают на устье насос к лифтовой колонне 2 и по независимому каналу 6 с устье скважины в продуктивный пласт, нагнетают раствор кислоты через отверстия 8 с увеличивающимся диаметром, в направлении сверху вниз.
Осуществляют растворение и размыв пробки в продуктивном пласте 9 и ПЗП, при этом независимый канал оборудован нормально открытым клапаном 4 для обеспечения возможности потока кислоты в соответствующем направлении, осуществляют множественное чередование циклов. Происходит одновременное растворение и вымыв породы пласта.
Пример конкретного выполнения (Фиг. 3) обработкой продуктивного пласта раствором ПАВ, характеризующееся тем, что независимые каналы имеют эксцентричное - параллельное размещение друг относительно друга, независимые каналы - один и/или другой имеют перфорацию.
Елшанское подземное хранилище газа давление в пласте в течение одного года изменяется от аномально низкого (АНПД) 5,0-6,5 МПа, до 13,0-14,0 МПа. Глубина скважин 800-900 м.
Промывка аэрированной жидкостью с добавлением ПАВ применяют в скважинах с низким пластовым давлением, эксплуатация которых осложнена частыми пробкообразованиями, и ликвидация пробок связана с поглощением пластом промывочной жидкости.
Для условий АНПД приготовили раствор пены следующего состава, мас %; сульфоцел - 3-5; нефть 15; вода остальное, плотностью 700 кг/м3. Параметры пены пластическая вязкость 0,10-0,15 Па-с, динамическое напряжение сдвига 3,6-4,2 Па. СНС 1 мин/10 мин 0,5-0,8-1,0-1,3 Па. Параметры позволяющие удерживать песок во взвешенном состоянии.
В процессе эксплуатации произошло пересыпание интервала перфорации 9 песком и снижение дебита скважины. Для размыва и удаления песчаной пробки осуществили закачку раствора ПАВ через независимый канал 6 с перфорацией в виде отверстий 8 в интервале продуктивного пласта, размыв и удаление песчаной пробки раствором пены с добавлением ПАВ. Промывку пробки осуществили по системе насос на устье скважины 1, лифтовая колонна 2, независимый канал 6 эксцентричное размещенный - параллельное размещение друг относительно друга, нормально открытый клапан 4 для обеспечения возможности потока к пласту, продуктивный пласт 9, затрубное пространство, устье.
Получили рост производительности скважины и перевели ее на отбор по независимому каналу 5, продуктивный пласт 9, связывающий продуктивный пласта с устьем скважины и выдачи продукции скважины на устье скважины через фильтр 5, обратный клапан 4, в заданном гидравлическом режиме и неинерционного режима ответа на отклик пласта, т.е. роста дебита. Нижняя часть канала 5 оборудована глухой заглушкой 7.
При повышенном давлении в пласте переходят на полимерные раствора соответствующей плотности и повторяют все операции в той же последовательности.
Приготовили полимерный раствор, мас %; полиакриламид 2%, хлористый кальций 30%, остальное вода. Параметры раствора: плотность 1300 кг/м3, условная вязкость по ПВ5 - 38 сек, водоотдача ВМ30 - 8 см3/30 мин. Провели работы по размыву и удалению песчано-глинистой пробки в той же последовательности.
Claims (11)
1. Способ эксплуатации скважины, характеризующийся тем, что в скважину спускают составную колонну, которую оборудуют в нижней части двумя независимыми каналами - одним для связи продуктивного пласта с устьем скважины и выдачи продукции скважины на устье скважины, а другим - для связи устья скважины с продуктивным пластом и нагнетания в последний рабочего агента для обработки продуктивного пласта, при этом каждый из независимых каналов оборудуют нормально открытым клапаном для обеспечения возможности потока соответствующего флюида в соответствующем направлении, осуществляют множественное чередование циклов выдачи продукции пласта на устье скважины с обработкой продуктивного пласта, продолжительность которых, давление циркуляции каждого из флюидов и расход каждого из флюидов раз от разу меняют, при этом учитывают отклик продуктивного пласта.
2. Способ по п. 1, характеризующийся тем, что при работающем насосе в затрубное пространство закачивают раствор в объеме не менее 1,5-2,0 внутреннего объема лифтовой колонны, прокачивают насосом с устья раствор через лифтовую колонну, удаляя мехпримеси из лифтовой колонны.
3. Способ по п. 1, характеризующийся тем, что в затрубное пространство закачивают раствор в объеме не менее 1,5-2,0 внутреннего объема лифтовой колонны, прокачивают насосом с устья раствор через лифтовую колонну, удаляя мехпримеси из лифтовой колонны.
4. Способ по п. 1, характеризующийся тем, что в качестве рабочего агента используют растворитель в виде соляной кислоты или состав соляной и плавиковой кислот.
5. Способ по п. 1, характеризующийся тем, что в качестве рабочего агента используют нефть или водонефтяную эмульсию, получаемые при эксплуатации скважины.
6. Способ по п. 1, характеризующийся тем, что в качестве рабочего агента используют раствор поверхностно-активного вещества в виде пены или раствор на основе полимеров.
7. Устройство для эксплуатации скважины, включающее составную колонну труб для спуска в скважину, выполненную в виде верхней ее части, основной по длине, и нижней части, последняя из которых имеет два независимых канала - один из них предназначен для связи продуктивного пласта с устьем скважины и выдачи продукции скважины на устье скважины, а другой - для связи устья скважины с продуктивным пластом и нагнетания в последний рабочего агента для обработки продуктивного пласта, при этом каждый из независимых каналов оборудован нормально открытым клапаном для обеспечения возможности потока соответствующего флюида в соответствующем направлении, осуществления множественного чередования циклов выдачи продукции пласта на устье скважины с обработкой продуктивного пласта в выбранном гидравлическом режиме и неинерционного режима ответа на отклик пласта.
8. Устройство по п. 7, характеризующееся тем, что независимые каналы имеют концентричное размещение друг относительно друга.
9. Устройство по п. 8, характеризующееся тем, что независимые каналы имеют эксцентричное - параллельное размещение друг относительно друга.
10. Устройство по п. 8, характеризующееся тем, что независимые каналы - один и/или другой - имеют перфорацию.
11. Устройство по п. 8, характеризующееся тем, что перфорация одного из каналов выполнена в виде отверстий с увеличивающимся диаметром в направлении сверху вниз.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017139736A RU2704087C2 (ru) | 2017-11-15 | 2017-11-15 | Способ эксплуатации скважины и устройство для его осуществления |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017139736A RU2704087C2 (ru) | 2017-11-15 | 2017-11-15 | Способ эксплуатации скважины и устройство для его осуществления |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2017139736A RU2017139736A (ru) | 2019-05-15 |
| RU2017139736A3 RU2017139736A3 (ru) | 2019-09-02 |
| RU2704087C2 true RU2704087C2 (ru) | 2019-10-23 |
Family
ID=66548597
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017139736A RU2704087C2 (ru) | 2017-11-15 | 2017-11-15 | Способ эксплуатации скважины и устройство для его осуществления |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2704087C2 (ru) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1121404A1 (ru) * | 1982-08-13 | 1984-10-30 | Центральная научно-исследовательская лаборатория Производственного объединения "Укрнефть" | Устройство дл освоени ,обработки и эксплуатации скважин |
| RU2110671C1 (ru) * | 1996-04-24 | 1998-05-10 | Предприятие "Кубаньгазпром" | Способ выноса песка при эксплуатации скважинного фильтра |
| US6029746A (en) * | 1997-07-22 | 2000-02-29 | Vortech, Inc. | Self-excited jet stimulation tool for cleaning and stimulating wells |
| EA009139B1 (ru) * | 2003-05-31 | 2007-10-26 | Кэмерон Системз (Айелэнд) Лимитид | Отводное устройство для манифольда нефтяной или газовой скважины, манифольд (варианты), манифольдное устройство и способ отвода текучих сред |
| RU2334871C1 (ru) * | 2007-01-09 | 2008-09-27 | Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть" | Устройство для освоения, обработки и исследования скважин |
| RU2448239C2 (ru) * | 2006-02-15 | 2012-04-20 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Способ восстановления подземных сред и способы очистки песочного сетчатого фильтра и гравийной набивки |
-
2017
- 2017-11-15 RU RU2017139736A patent/RU2704087C2/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1121404A1 (ru) * | 1982-08-13 | 1984-10-30 | Центральная научно-исследовательская лаборатория Производственного объединения "Укрнефть" | Устройство дл освоени ,обработки и эксплуатации скважин |
| RU2110671C1 (ru) * | 1996-04-24 | 1998-05-10 | Предприятие "Кубаньгазпром" | Способ выноса песка при эксплуатации скважинного фильтра |
| US6029746A (en) * | 1997-07-22 | 2000-02-29 | Vortech, Inc. | Self-excited jet stimulation tool for cleaning and stimulating wells |
| EA009139B1 (ru) * | 2003-05-31 | 2007-10-26 | Кэмерон Системз (Айелэнд) Лимитид | Отводное устройство для манифольда нефтяной или газовой скважины, манифольд (варианты), манифольдное устройство и способ отвода текучих сред |
| RU2448239C2 (ru) * | 2006-02-15 | 2012-04-20 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Способ восстановления подземных сред и способы очистки песочного сетчатого фильтра и гравийной набивки |
| RU2334871C1 (ru) * | 2007-01-09 | 2008-09-27 | Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть" | Устройство для освоения, обработки и исследования скважин |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2017139736A (ru) | 2019-05-15 |
| RU2017139736A3 (ru) | 2019-09-02 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2304710C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| RU2520221C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| RU2720038C1 (ru) | Способ разрушения пробки в скважине | |
| RU2704087C2 (ru) | Способ эксплуатации скважины и устройство для его осуществления | |
| RU2296217C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| RU2740505C1 (ru) | Способ кислотной обработки открытого горизонтального ствола скважин | |
| RU2601960C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| RU2599155C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны горизонтального ствола скважины, вскрывшей карбонатный коллектор | |
| RU2537430C1 (ru) | Способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины | |
| RU2708647C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| RU2534291C1 (ru) | Способ восстановления обводненной газовой или газокоденсатной скважины и предупреждения ее обводнения при дальнейшей эксплуатации | |
| RU2183742C2 (ru) | Способ обработки продуктивной зоны пласта | |
| RU2225938C1 (ru) | Способ эксплуатации нефтяной добывающей скважины | |
| RU2506421C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| RU2483200C1 (ru) | Способ гидродинамического воздействия на призабойную зону пласта | |
| RU2394980C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU106649U1 (ru) | Технологическая компоновка для освоения скважин | |
| RU2736740C1 (ru) | Способ удаления уплотнённой пробки из скважины | |
| RU2790071C1 (ru) | Способ технологической обработки скважин | |
| RU2769862C1 (ru) | Способ реагентно-волновой гидроударной обработки прискважинной зоны коллекторов с трудноизвлекаемыми запасами нефти | |
| RU2512222C1 (ru) | Способ очистки призабойной зоны скважины | |
| RU2520989C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны горизонтальной скважины | |
| RU2781721C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта (варианты) | |
| RU2717163C1 (ru) | Способ обработки прискважинной зоны продуктивного пласта | |
| RU2776018C1 (ru) | Способ ликвидации заколонных перетоков в нефтедобывающей скважине из нижележащего водоносного горизонта |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20191116 |