RU2724705C1 - Способ интенсификации работы скважины после её строительства - Google Patents
Способ интенсификации работы скважины после её строительства Download PDFInfo
- Publication number
- RU2724705C1 RU2724705C1 RU2019127163A RU2019127163A RU2724705C1 RU 2724705 C1 RU2724705 C1 RU 2724705C1 RU 2019127163 A RU2019127163 A RU 2019127163A RU 2019127163 A RU2019127163 A RU 2019127163A RU 2724705 C1 RU2724705 C1 RU 2724705C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- formation
- pressure
- packer
- hydraulic fracturing
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 26
- 238000010276 construction Methods 0.000 title claims abstract description 9
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 43
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 40
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 36
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 34
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 15
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 15
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 8
- 238000011161 development Methods 0.000 claims abstract description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 5
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 claims abstract description 4
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 claims abstract description 4
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 claims description 4
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 claims description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 abstract description 4
- 239000004568 cement Substances 0.000 abstract description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 abstract description 2
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 abstract description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 abstract 2
- 230000003750 conditioning effect Effects 0.000 abstract 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 abstract 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 24
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 20
- 239000000463 material Substances 0.000 description 7
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 5
- 244000309464 bull Species 0.000 description 4
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 2
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 2
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 2
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 2
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 2
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 description 2
- IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N hcl hcl Chemical compound Cl.Cl IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 2
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 2
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 description 2
- VTLYFUHAOXGGBS-UHFFFAOYSA-N Fe3+ Chemical compound [Fe+3] VTLYFUHAOXGGBS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000284 extract Substances 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N iron(III) oxide Inorganic materials O=[Fe]O[Fe]=O JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000006194 liquid suspension Substances 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 238000003801 milling Methods 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 238000005502 peroxidation Methods 0.000 description 1
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 description 1
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
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение после завершения основного цикла строительства скважины при интенсификации работы скважины, формированием трещин и расколов в продуктивном пласте. Способ включает вторичное вскрытие стенок скважины в интервале пласта скважины, спуск технологической колонны насосно -компрессорных труб с пакером, установку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта включающий закачку по насосно-компресорным трубам в подпакерную зону жидкости гидроразрыва пласта – ГРП, создание в подпакерной зоне давления ГРП и продавки в образовавшиеся трещины жидкости ГРП, проведение повторного кислотного ГРП. После вторичного вскрытия стенок скважины с помощью гидродинамических исследований определяют закольматированную зону, образованную частицами горных пород, цементного раствора и продуктами окислительной реакции перфорационных зарядов, и по анализу растворимости керна определяют состав кислотного состава для проведения гидравлического разрыва пласта, определяют время закрытия трещины, эффективность жидкости разрыва, градиент разрыва, производят опрессовку скважины c устьевым давлением не более 60 МПа. Исходя из полученных исследованиями данных проводят закачку кислотной композиции с концентрацией HCl менее 15%, с начальным расходом не менее 0,4 м/мин, проводят закачку отклонителя в удельном объеме не менее 1 мна погонный метр эффективной толщины пласта с расходом не менее 0,5 м/мин с вязкостью не более 600 сП в объеме, позволяющим обеспечить прохождение пласта трещинами с радиусом больше радиуса зоны кольматации не менее чем на 20%. После технологической выдержки для стабилизации трещин после первичного ГРП проводят повторное ГРП закачкой жидкости разрыва на водной основе имеющую в своем составе кислотную композиция с концентрацией HCl не менее 15%, с расходом не менее 1 м/мин с забойным давлением не выше давления разрыва кровли и/или подошвы пласта, после инициации разрыва пласта и развития трещины, проводят закачку отклонителя с расходом не менее 1 м/мин. Далее проводят продавку в пласт кислотной композиции облагороженной технологической жидкостью в объеме не менее одного объема НКТ и подпакерного пространства, проводят остановку скважины со снижением давления до пластового. Предлагаемый способ интенсификации работы скважины после её строительства позволяет повысить эффективность ГРП особенно в низкопроницаемых отложениях. 3 з.п. ф-лы.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение после завершения основного цикла строительства скважины при интенсификации работы скважины, формированием трещин и расколов в продуктивном пласте.
Известен способ поинтервального гидравлического разрыва карбонатного пласта в горизонтальном стволе скважины с подошвенной водой (патент RU № 2558058, МПК E21B 43/27, опубл. 27.07.2015 в Бюл. № 21), включающий бурение горизонтального ствола скважины в продуктивном пласте с цементированием кольцевого пространства между обсадной колонной и горной породой, спуск в горизонтальный ствол скважины на колонне труб перфоратора и выполнение перфорационных отверстий в горизонтальном стволе скважины, направленных азимутально вверх, спуск колонны труб с пакером в скважину, посадку пакера, закачку по колонне труб жидкости разрыва и формирование трещин гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины, причем горизонтальный ствол скважины в продуктивном пласте бурят параллельно направлению максимального напряжения горных пород, затем в горизонтальный ствол скважины на колонне гибких труб - ГТ спускают перфоратор и выполняют перфорационные отверстия в горизонтальном стволе скважины в один ряд, извлекают колонну ГТ с перфоратором из скважины, демонтируют перфоратор, после чего оснащают снизу колонну ГТ надувным пакером, спускают колонну ГТ до забоя осевым перемещением колонны ГТ от устья к забою на расстояние 50 м со скоростью 0,5 м/мин и одновременной закачкой вязкого геля с плотностью, большей плотности воды, в объеме, обеспечивающем заполнение кислотным вязкоупругим составом, % мас.:
| гелеобразователь | 12,0 |
| 22% соляная кислота (HCl) | 22,5 |
| пресная вода | 65,5 |
нижней части сечения горизонтального ствола скважины на 2/3 диаметра горизонтального ствола, сажают надувной пакер, производят ГРП закачкой загущенного кислотного состава, % мас.:
| гелеобразователь | 12,0 |
| 22% соляная кислота (HCl) | 68,0 |
| пресная вода | 20,0 |
с последующим заполнением гелированной жидкостью с деструктором перфорационных отверстий и верхней части сечения горизонтального ствола скважины на 1/3 диаметра горизонтального ствола, производят распакеровку надувного пакера, далее производят ГРП в оставшейся части горизонтального ствола, для этого вышеописанные операции повторяют, начиная с осевого перемещения колонны ГТ от устья к забою до заполнения обработанного интервала гелированной жидкостью с деструктором, по окончании выполнения поинтервального ГРП производят освоение скважины свабированием, при этом вязкоупругий гель разжижается при контакте с пластовыми флюидами и деблокирует дренируемые участки горизонтального ствола скважины и извлекается из скважины.
Недостатком этого способа является недостаточная площадь и глубина вскрытия продуктивного пласта, набухание глин, содержащихся в заглинизированных низкопроницаемых терригенных отложениях продуктивного пласта, большая продолжительность удаления расклинивающего материала.
Известен также способ кислотного продольно-щелевого гидравлического разрыва низкопроницаемого терригенного коллектора (патент RU № 2543004, МПК E21B 43/27, опубл. 27.02.2015 в Бюл. № 6), при котором во внутреннюю полость эксплуатационной колонны спускают гидромеханический щелевой перфоратор, прорезают с помощью вертикально перемещающихся дисков-фрез гидромеханического щелевого перфоратора стенки эксплуатационной колонны с образованием двух продольных щелей, расположенных напротив друг друга на разных высотных отметках, в интервале от подошвы до кровли продуктивного пласта, закачивают через гидромониторные насадки гидромеханического щелевого перфоратора технологическую жидкость на углеводородной основе и промывают через продольные щели в эксплуатационной колонне посредством технологической жидкости на углеводородной основе, истекающей под давлением, величиной, не превышающей давление гидроразрыва пласта, с образованием фильтрационных каналов в цементном камне за эксплуатационной колонной и окружающей горной породе призабойной зоны пласта, проходящих в глубину продуктивного пласта, после образования фильтрационных каналов из скважины извлекают гидромеханический щелевой перфоратор и в скважину на колонне насосно-компрессорных труб спускают подземное внутрискважинное оборудование, состоящее из пакера высокого давления и циркуляционного клапана, далее запакеровывают пакер над кровлей продуктивного пласта и промывают фильтрационные каналы соляной кислотой 12%-ной концентрации с продавливанием в глубину продуктивного пласта технологической жидкости на углеводородной основе, ранее закачанной в скважину, после этого заполняют подпакерное пространство скважины загущенной глинокислотой, состоящей из соляной кислоты 12 %-ной концентрации, фтористоводородной кислоты 3 %-ной концентрации и загустителя - карбоксиметилцеллюлозы, продавливают ее в глубину пласта в качестве жидкости разрыва и расклинивающего материала с образованием трещины разрыва, затем после завершения кислотного гидравлического разрыва и закрепления трещины разрыва промывают трещину разрыва соляной кислотой 12 %-ной концентрации с разрушением загустителя - карбоксиметилцеллюлозы, далее промывают надпакерное пространство скважины созданием циркуляции в затрубном и трубном пространствах с помощью циркуляционного клапана и осуществляют вызов притока из продуктивного пласта методом снижения противодавления, и после освоения скважину вводят в эксплуатацию с оставлением в скважине спущенного в процессе гидравлического разрыва подземного внутрискважинного оборудования.
Недостатком этого способа является недостаточная эффективность гидравлического разрыва продуктивного пласта (ГРП) в заглинизированных низкопроницаемых отложениях, сложенных из влагонабухающих глин, ведущих к набуханию глин.
Известен также способ направленного гидравлического разрыва пласта (патент RU № 2177541, МПК E21B 43/26, опубл. 27.12.2001 в Бюл. № 36), включающий спуск в скважину устройства для прорезания щелей в обсадной трубе, закачку абразивной жидкости разрыва, суспензии жидкости-носителя с закрепляющим материалом и продавочной жидкости с темпом, обеспечивающим давление на забое выше давления разрыва пласта, технологическую выдержку и ввод скважины в эксплуатацию, причем в обсадной колонне прорезают щель, имеющую кольцевое сечение и конусоидальный профиль для обеспечения гидромониторного эффекта при закачке жидкостей через щель в обсадной колонне, прорезают жидкостью кольцевую щель конической формы в цементном камне и горной породе в плоскости, перпендикулярной оси обсадной трубы, затем эту щель углубляют, после чего приступают к закачке жидкости разрыва.
Недостатком этого способа является набухание глин, содержащихся в заглинизированных низкопроницаемых отложениях продуктивного пласта, большая продолжительность удаления расклинивающего материала.
Наиболее близким по технической сущности является способ улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом (патент RU № 2462590, МПК E21B 43/26, опубл. 27.09.2012 в Бюл. № 27), включающий кислотный гидравлический разрыв пласта (ГРП), путем установки пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, закачки в подпакерную зону жидкости гидроразрыва, создания в подпакерной зоне давления гидроразрыва и продавки в образовавшуюся трещину жидкости гидроразрыва, отличающийся тем, что после кислотного ГРП производят повторный ГРП в два этапа, причем на первом этапе образовавшуюся вследствие кислотного ГРП трещину закрепляют закачкой жидкости гидроразрыва с проппантом в расчетном количестве, достаточном для изменения горизонтальных напряжений в карбонатном пласте и перпендикулярного направления второй трещины, образующейся при проведении второго этапа кислотного ГРП относительно первой трещины, причем после проведения первого этапа повторного ГРП проводят отработку скважины на излив через штуцеры в возрастающей последовательности их диаметров, при этом на первом этапе ГРП в качестве жидкости гидроразрыва используют гель, а на втором - кислотный состав.
Недостатком этого способа является набухание глин, содержащихся в заглинизированных низкопроницаемых отложениях продуктивного пласта, низкая способность удержания расклинивающего материала горной породой, большая продолжительность удаления расклинивающего материала.
Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа интенсификации работы скважины после её строительства, позволяющего повысить эффективность гидравлического разрыва продуктивного пласта (ГРП) особенно в низкопроницаемых отложениях.
Техническая задача решается способом интенсификации работы скважины после её строительства, включающим вторичное вскрытие стенок скважины в интервале пласта скважины, спуск технологической колонны насосно – компрессорных труб с пакером, установку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта включающий закачку по насосно-компресорным трубам в подпакерную зону жидкости гидроразрыва пласта – ГРП, создание в подпакерной зоне давления ГРП и продавки в образовавшиеся трещины жидкости ГРП, проведение повторного кислотного ГРП.
Новым является то, что после вторичного вскрытия стенок скважины с помощью гидродинамических исследований определяют закольматированную зону, образованную частицами горных пород, цементного раствора и продуктами окислительной реакции перфорационных зарядов, и по анализу растворимости керна определяют состав кислотного состава для проведения гидравлического разрыва пласта, определяют время закрытия трещины, эффективность жидкости разрыва, градиент разрыва, производят опрессовку скважины c устьевым давлением не более 60 МПа, исходя из полученных исследованиями данных проводят закачку кислотной композиции с концентрацией HCl менее 15%, с начальным расходом не менее 0,4 м3/мин, проводят закачку отклонителя в удельном объеме не менее 1 м3 на погонный метр эффективной толщины пласта с расходом не менее 0,5м3/мин с вязкостью не более 600 сП в объеме, позволяющим обеспечить прохождение пласта трещинами с радиусом больше радиуса зоны кольматации не менее чем на 20 %, после технологической выдержки для стабилизации трещин после первичного ГРП проводят повторное ГРП закачкой жидкости разрыва на водной основе имеющую в своем составе кислотную композиция с концентрацией HCl не менее 15%, с расходом не менее 1 м3/мин с забойным давлением не выше давления разрыва кровли и/или подошвы пласта, после инициации разрыва пласта и развития трещины, проводят закачку отклонителя с расходом не менее 1 м3/мин, далее проводят продавку в пласт кислотной композиции облагороженной технологической жидкостью в объеме не менее одного объема НКТ и подпакерного пространства, проводят остановку скважины со снижением давления до пластового.
Новым является также то, что в качестве отклонителя используется линейный гель с вязкостью не менее 22 сП
Новым является также то, что в качестве отклонителя используется сшитый гель с вязкостью от 300 сП до 600 сП.
Новым является также то, что закачка жидкости разрыва производится по обсадной колоне.
Способ интенсификации работы скважины после её строительства включает вторичное вскрытие стенок скважины в интервале пласта скважины, спуск технологической колонны насосно – компрессорных труб с пакером, установку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта включающий закачку по насосно-компресорным трубам в подпакерную зону жидкости гидроразрыва пласта – ГРП, создание в подпакерной зоне давления ГРП и продавки в образовавшиеся трещины жидкости ГРП, проведение повторного кислотного ГРП. После вторичного вскрытия стенок скважины с помощью гидродинамических исследований определяют закольматированную зону, образованную частицами горных пород, цементного раствора и продуктами окислительной реакции перфорационных зарядов, и по анализу растворимости керна определяют состав кислотного состава для проведения гидравлического разрыва пласта, определяют время закрытия трещины, эффективность жидкости разрыва, градиент разрыва. Производят опрессовку скважины c устьевым давлением не более 60 МПа, исходя из полученных исследованиями данных проводят закачку кислотной композиции с концентрацией HCl не менее 15%, с начальным расходом не менее 0,4 м3/мин. Как показала практика закачка кислотной композиции с концентрацией HCl менее 15% значительно повышает время растворимости материала пласта, максимальная концентрация ограничивается экономической целесообразностью, так как резко возрастают расходы на кислотную композицию. На точный состав авторы не претендуют, так как выбирается индивидуально по результатам лабораторных и исследований. Закачку отклонителя проводят в удельном объеме не менее 1 м3 на погонный метр эффективной толщины пласта с расходом не менее 0,5м3/мин с вязкостью не более 600 сП в объеме, позволяющим обеспечить прохождение пласта трещинами с радиусом больше радиуса зоны кольматации не менее чем на 20 % для гарантированного вскрытия этой зоны. После технологической выдержки для стабилизации трещин после первичного ГРП проводят повторное ГРП закачкой жидкости разрыва на водной основе имеющую в своем составе кислотную композиция с концентрацией HCl не менее 15%, с расходом не менее 1 м3/мин с забойным давлением не выше давления разрыва кровли и/или подошвы пласта. После инициации разрыва пласта и развития трещины, проводят закачку отклонителя с расходом не менее 1 м3/мин, далее проводят продавку в пласт кислотной композиции облагороженной технологической жидкостью в объеме не менее одного объема НКТ и подпакерного пространства. Остановку скважины проводят со снижением давления до пластового.
В качестве отклонителя могут использовать линейный гель с вязкостью не менее 22 сП при высокой, более 50% эффективности жидкости разрыва. При низких значениях эффективности жидкости разрыва, менее 50%., в качестве отклонителя могут использовать сшитый гель с вязкостью от 300 сП до 600 сП. Закачка жидкости разрыва может производиться по обсадной колоне при наружном диаметре колонны не более 102 мм.
Пример конкретного выполнения
Пробурили скважину при забое 859 метров в отложениях башкирского яруса. Произвели кумулятивную перфорацию зарядами ЗКПО типа СКОРПИОН -73ПП-20 в продуктивных пластах. Произвели освоение скважины. С помощью гидродинамических исследований определили закольматированную зону, образованную частицами горных пород, цементного раствора и продуктами окислительной реакции перфорационных зарядов, и по анализу растворимости керна определили необходимые ингредиенты кислотного состава с концентрацией HCl 15% для проведения гидравлического разрыва пласта, определили время закрытия трещины. Полученные данные по скважине загрузили в симулятор ГРП и эффективность жидкости разрыва, градиент разрыва и необходимые объемы закачки для каждого этапа, в том числе для прохождения на первом этапе закольматированной зоны в среднем на 25 %. Полученный дизайн гидравлического разрыва пласта направили исполнителям кислотного ГРП (КГРП). Провели подготовительные работы с завозом необходимого оборудования и материалов. Спустили технологическую компоновку, установили пакер на глубине 826 метров. Собрали и опрессовали нагнетательную линию с давлением 32 МПа. Установили арматуру с "головкой" разрыва для производства КГРП. Закачали кислотную композицию HCl с концентрацией 15% и с расходом 1м3/мин., в объеме 2,09 м3, остановили скважину, произвели корректирование модели дизайна процесса КГРП полученной в симуляторе с полученными значениями, закачали загущенный кислотный состав HCl 15% в объеме 2,04 м3, с расходом 1 м3/мин с добавлением стабилизатором железа трехвалентного, произвели продавку в объеме 2 м3 с расходом 1 м3/мин, остановили закачку на 52 минуты, закачали кислоту HCl 15% в объеме 3 м3, с расходом 0,5 м3/мин. Закачали кислотный состав в объеме 12 м3 с расходом 0,8 м3/мин. Закачали загущенный кислотный состав в объеме 7 м3 и с расходом 1 м3/мин. Закачали кислотную композицию НCL 15% в объеме 13 м3 с расходом 0,8 м3/мин. Закачали загущенный кислотный состав в объеме 6 м3 и с расходом 1 м3/мин. Закачали кислотную композицию НCL 15% в объеме 12м3, с расходом 0,8 м3/мин. В кислотной композиции применялся стабилизатор железа ТН СЖКС «Б» - 0,289 тонн, деэмульгатор ТНХС-ДЭ-408К – 0,033 тн. Произвели продавку технологической жидкостью в объеме 3,7 м3 с расходом 0,6 м3/мин. Произвели остановку скважины со снижением давления. Произвели срыв пакера и подъем технологического оборудования. Как показала практика за счет гарантированного вскрытия на первом этапе закольматированной зоны и исключения набухания глин количество неэффективных операций, которые не приводили бы к росту добываемой продукции из пласта, снизилось на 15 – 30 % по сравнению с другими КГРП, проводимыми на этом же месторождении.
Предлагаемый способ интенсификации работы скважины после её строительства позволяет повысить эффективность гидравлического разрыва продуктивного пласта (ГРП) особенно в низкопроницаемых отложениях.
Claims (4)
1. Способ интенсификации работы скважины после ее строительства, включающий вторичное вскрытие стенок скважины в интервале пласта скважины, спуск технологической колонны насосно-компрессорных труб с пакером, установку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта включающий закачку по насосно-компресорным трубам в подпакерную зону жидкости гидроразрыва пласта - ГРП, создание в подпакерной зоне давления ГРП и продавки в образовавшиеся трещины жидкости ГРП, проведение повторного кислотного ГРП, отличающийся тем, что после вторичного вскрытия стенок скважины с помощью гидродинамических исследований определяют закольматированную зону, образованную частицами горных пород, цементного раствора и продуктами окислительной реакции перфорационных зарядов, и по анализу растворимости керна определяют состав кислотного состава для проведения гидравлического разрыва пласта, определяют время закрытия трещины, эффективность жидкости разрыва, градиент разрыва, производят опрессовку скважины c устьевым давлением не более 60 МПа, исходя из полученных исследованиями данных проводят закачку кислотной композиции с концентрацией HCl менее 15%, с начальным расходом не менее 0,4 м3/мин, проводят закачку отклонителя в удельном объеме не менее 1 м3 на погонный метр эффективной толщины пласта с расходом не менее 0,5м3/мин с вязкостью не более 600 сП в объеме, позволяющим обеспечить прохождение пласта трещинами с радиусом больше радиуса зоны кольматации не менее чем на 20%, после технологической выдержки для стабилизации трещин после первичного ГРП проводят повторное ГРП закачкой жидкости разрыва на водной основе имеющую в своем составе кислотную композицию с концентрацией HCl не менее 15%, с расходом не менее 1 м3/мин с забойным давлением не выше давления разрыва кровли и/или подошвы пласта, после инициации разрыва пласта и развития трещины, проводят закачку отклонителя с расходом не менее 1 м3/мин, далее проводят продавку в пласт кислотной композиции, облагороженной технологической жидкостью в объеме не менее одного объема НКТ и подпакерного пространства, проводят остановку скважины со снижением давления до пластового.
2. Способ интенсификации работы скважины по п. 1, отличающийся тем, что в качестве отклонителя используется линейный гель с вязкостью не менее 22 сП.
3. Способ интенсификации работы скважины по п. 1, отличающийся тем, что в качестве отклонителя используется сшитый гель с вязкостью от 300 сП до 600 сП.
4. Способ интенсификации работы скважины по одному из пп. 1, 2 или 3, отличающийся тем, что закачка жидкости разрыва производится по обсадной колоне.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019127163A RU2724705C1 (ru) | 2019-08-29 | 2019-08-29 | Способ интенсификации работы скважины после её строительства |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019127163A RU2724705C1 (ru) | 2019-08-29 | 2019-08-29 | Способ интенсификации работы скважины после её строительства |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2724705C1 true RU2724705C1 (ru) | 2020-06-25 |
Family
ID=71136048
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019127163A RU2724705C1 (ru) | 2019-08-29 | 2019-08-29 | Способ интенсификации работы скважины после её строительства |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2724705C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2816923C1 (ru) * | 2022-07-29 | 2024-04-08 | Саусвест Петролиэм Юниверсити | Способ кислотного гидроразрыва пласта в обратной последовательности для карбонатных пластов |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20060278389A1 (en) * | 2005-06-10 | 2006-12-14 | Joseph Ayoub | Fluid loss additive for enhanced fracture clean-up |
| RU2462590C1 (ru) * | 2011-04-12 | 2012-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом |
| RU2490444C1 (ru) * | 2012-09-19 | 2013-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ кислотной обработки околоскважинной зоны |
| RU2624496C1 (ru) * | 2016-05-04 | 2017-07-04 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Ника-Петротэк" | Способ деструкции сшитого геля в рабочей жидкости для обработки нефтедобывающих скважин |
| RU2642738C1 (ru) * | 2017-03-06 | 2018-01-25 | Виталий Вячеславович Сергеев | Способ многостадийной обработки призабойной зоны нагнетательной скважины в терригенных и карбонатных пластах |
-
2019
- 2019-08-29 RU RU2019127163A patent/RU2724705C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20060278389A1 (en) * | 2005-06-10 | 2006-12-14 | Joseph Ayoub | Fluid loss additive for enhanced fracture clean-up |
| RU2462590C1 (ru) * | 2011-04-12 | 2012-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом |
| RU2490444C1 (ru) * | 2012-09-19 | 2013-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ кислотной обработки околоскважинной зоны |
| RU2624496C1 (ru) * | 2016-05-04 | 2017-07-04 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Ника-Петротэк" | Способ деструкции сшитого геля в рабочей жидкости для обработки нефтедобывающих скважин |
| RU2642738C1 (ru) * | 2017-03-06 | 2018-01-25 | Виталий Вячеславович Сергеев | Способ многостадийной обработки призабойной зоны нагнетательной скважины в терригенных и карбонатных пластах |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2816923C1 (ru) * | 2022-07-29 | 2024-04-08 | Саусвест Петролиэм Юниверсити | Способ кислотного гидроразрыва пласта в обратной последовательности для карбонатных пластов |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2397319C2 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта | |
| RU2483209C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| NO335792B1 (no) | Fremgangsmåte for behandling av en brønn som strekker seg fra et brønnhode og inn i en underjordisk formasjon | |
| RU2462590C1 (ru) | Способ улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом | |
| RU2485306C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| RU2681796C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с глинистой перемычкой | |
| RU2682391C1 (ru) | Способ проведения поинтервального гидроразрыва пласта в скважине и устройство для его осуществления | |
| RU2610967C1 (ru) | Способ селективной обработки продуктивного карбонатного пласта | |
| RU2509884C1 (ru) | Способ разработки обводненного нефтяного месторождения | |
| RU2724705C1 (ru) | Способ интенсификации работы скважины после её строительства | |
| RU2695906C1 (ru) | Способ разработки слабопроницаемой нефтяной залежи с применением горизонтальных скважин и водогазового воздействия | |
| RU2564312C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| RU2516062C1 (ru) | Способ заканчивания строительства добывающей горизонтальной скважины | |
| RU2286438C1 (ru) | Способ герметизации заколонного пространства скважины | |
| RU2510456C2 (ru) | Способ образования вертикально направленной трещины при гидроразрыве продуктивного пласта | |
| RU2705643C1 (ru) | Способ интенсификации работы скважины после её строительства | |
| RU2285794C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| RU2564316C1 (ru) | Способ заканчивания строительства добывающей горизонтальной скважины с проведением поинтервального гидравлического разрыва пласта | |
| RU2484241C2 (ru) | Способ заканчивания газовой скважины | |
| RU2584435C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2431747C1 (ru) | Способ разработки многопластовой залежи нефти | |
| RU2618538C1 (ru) | Способ проведения водоизоляционных работ в скважине | |
| RU2055172C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта | |
| RU2543004C1 (ru) | Способ кислотного продольно-щелевого гидравлического разрыва низкопроницаемого терригенного коллектора | |
| RU2789895C1 (ru) | Способ проведения гидравлического разрыва в трещиноватых карбонатных пластах |