RU2750004C1 - Способ заканчивания и интенсификации притока скважины с карбонатными коллекторами - Google Patents
Способ заканчивания и интенсификации притока скважины с карбонатными коллекторами Download PDFInfo
- Publication number
- RU2750004C1 RU2750004C1 RU2020138140A RU2020138140A RU2750004C1 RU 2750004 C1 RU2750004 C1 RU 2750004C1 RU 2020138140 A RU2020138140 A RU 2020138140A RU 2020138140 A RU2020138140 A RU 2020138140A RU 2750004 C1 RU2750004 C1 RU 2750004C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pressure
- mpa
- acid
- well
- volume
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 41
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 title claims abstract description 31
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 44
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 44
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 38
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 31
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 23
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 23
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 22
- 238000011282 treatment Methods 0.000 claims abstract description 16
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 12
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 11
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 claims abstract description 10
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000003643 water by type Substances 0.000 claims abstract description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 76
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims description 9
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 9
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 7
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 5
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 claims description 5
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 claims description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 abstract description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 6
- 238000012545 processing Methods 0.000 abstract description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 2
- 230000008439 repair process Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 abstract 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 9
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 5
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 4
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 4
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 4
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 2
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 2
- 108010038016 Mannose-1-phosphate guanylyltransferase Proteins 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 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
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- JEGUKCSWCFPDGT-UHFFFAOYSA-N h2o hydrate Chemical compound O.O JEGUKCSWCFPDGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 230000008520 organization Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 238000009491 slugging Methods 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 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
- E21B43/11—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
-
- 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
- E21B43/27—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures by use of eroding chemicals, e.g. acids
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к заканчиванию и интенсификации наклонно-направленной скважины, пробуренной на карбонатные коллектора малой толщины вблизи водонасыщенного пласта, а также при проведении кислотных обработок при текущем и капитальном ремонте скважины. Способ включает вскрытие бурением продуктивного пласта, спуск эксплуатационной колонны, цементирование заколонного пространства, спуск в скважину компоновки насосно-компрессорных труб с гидромеханическим прокалывающим перфоратором. Прокалывающие ножи перфоратора располагают в интервале карбонатного нефтенасыщенного пласта, прокалывающую гидромеханическую перфорацию осуществляют на расстоянии от водонасыщенного пласта, исключающем прорыв нижних вод при повышении давления закачки до 15 МПа, после каждой точки прокалывания через перфоратор и образованные перфорационные отверстия намывают каверны технической водой плотностью 1,05-1,16 г/см3 в течение 10-15 мин для прокачки воды в объеме 2,5-3 м3 с расходом 3,5-4 л/сек под давлением до 20 МПа, процесс прокалывания и намыва каверн производят через каждые 0,2 м в нефтенасыщенной части пласта. Производят свабирование перед закачкой кислоты до достижения забойного давления 2 МПа с регистрацией параметров притока из пласта, при отсутствии заколонной циркуляции или обводненной продукции опускают перфоратор ниже уровня нижнего перфорационного отверстия, закачивают соляную кислоту по НКТ через отверстие над перфоратором. Кислотную обработку проводят в два этапа, на первом этапе осуществляют закачку соляной кислоты 15-24%-ной концентрации в объеме 1-1,5 м3 на 1 м толщины пласта, продавливают технической водой плотностью 1,05-1,16 г/см3 с давлением 3 МПа со ступенчатым увеличением давления по 1 МПа, затем осуществляют выдержку в режиме кислотной ванны в течение 15-60 мин до появления приемистости 0,5 л/сек при давлении 3-5 МПа, не превышая при этом давления опрессовки колонны, после реагирования кислоты в течение 3-4 ч скважину свабируют с отбором объема, равного сумме объёма скважины, объёма закаченной кислоты и продавочной жидкости, затем осуществляют второй этап обработки закачкой соляной кислоты 15%-ной концентрации в объеме 3-6 м3 на 1 м нефтенасыщенной толщины пласта, продавливают кислоту в пласт при давлении 3 МПа технической водой плотностью 1,05-1,16 г/см3, обработанной поверхностно-активным веществом, в объеме из расчета до 15-20 м3 на 1 м толщины пласта со ступенчатым увеличением давления по 1 МПа, осуществляют выдержку в режиме кислотной ванны в течение 15-60 мин до появления приемистости 0,5 л/сек при давлении 3-5 МПа. После реагирования кислоты в течение 4-8 ч производят освоение скважины. Обеспечивается повышение эффективности способа за счет увеличения срока эффекта от обработки, снижения обводненности продукции скважины, а также расширение технологических возможностей способа.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к заканчиванию и интенсификации притока наклонно-направленной скважины, пробуренной на карбонатные коллектора малой толщины вблизи водонасыщенного пласта, а также при проведении кислотных обработок при текущем и капитальном ремонте скважины.
Известен способ обработки продуктивного пласта, включающий два цикла закачки 10-15%-ного водного раствора соляной кислоты с использованием продавочной жидкости, содержащих каждый импульсную закачку раствора при давлении 1-4 МПа, закачку данного раствора при постоянном давлении, технологическую выдержку 2,5-3,5 часа для реагирования и извлечение продуктов реакции с последующей очисткой забоя промывочной жидкостью (патент RU № 2451176, опубл. 20.05.2012). Импульсную закачку раствора осуществляют до 5 мин с остановками на 6-10 мин, а закачку при постоянном давлении осуществляют порциями по 2-4 м3 с выдержкой между порциями 2-4 часа. Закачку порций раствора прекращают при превышении давления закачки 3 МПа. Между циклами закачки раствора закачивают нефтекислотную композицию, содержащую 24-26%-ный раствор соляной кислоты в нефти, объемом 1-4 м3 под давлением до 7 МПа, а в качестве продавочной и промывочной жидкостей используют нефть.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, низкая эффективность способа обработки продуктивного карбонатного пласта с малой толщиной и расположенной вблизи от водонасыщенного пласта;
- во-вторых, низкая эффективность обработки пласта, так как в сильно закольматированной призабойной зоне короткие по времени циклы закачки раствора соляной кислоты с длительной выдержкой не позволяют проникнуть раствору соляной кислоты глубоко в пласт;
- в-третьих, дополнительные затраты на промывку скважины нефтью, которая не позволяет качественно очистить призабойную зону пласта скважины и значительно повышают стоимость осуществления способа;
- в-четвертых, для условий освоения скважин после бурения в условиях малой толщины необходимо охватывать обработкой удаленные зоны. Поэтому закачка нефтекислотной смеси приведет к блокированию наиболее проницаемых зон в призабойной зоне, а повышение давления продавки до 7 МПа к повышению риска возникновения заколонной циркуляции.
Известен способ обработки продуктивного пласта, включающий вскрытие бурением продуктивного пласта, спуск эксплуатационной колонны, цементирование заколонного пространства, спуск насосно-компрессорных труб, перфорацию, размытие каверн, обработку кислотой и свабирование (патент RU № 2667239, опубл. 18.09.2018). На устье скважины на нижний конец колонны насосно-компрессорных труб снизу вверх собирают компоновку, включающую прокалывающий гидромеханический перфоратор, циркуляционный клапан, механический пакер, свабный ограничитель. Спускают компоновку на колонне насосно-компрессорных труб в эксплуатационную колонну, располагая пробойники перфоратора в интервале карбонатного пласта с низким притоком. Пакер размещают над кровлей карбонатного пласта. Открывают затрубную задвижку и сажают пакер. Производят прокалывающую гидромеханическую перфорацию ступенчато с повышением давления рабочей жидкости в колонне насосно-компрессорных труб 5,0-8,0-10,0-12,0 МПа до получения двух симметричных перфорационных отверстий в эксплуатационной колонне, расположенных под углом 180°. 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 производят размыв каверн в течение 15 мин. Продавливают остатки 15%-ного водного раствора соляной кислоты из колонны насосно-компрессорных труб через каверны в призабойную зону карбонатного пласта. Сбрасывают давление в колонне насосно-компрессорных труб до нуля и оставляют скважину на технологическую выдержку. Извлекают продукты реакции 15%-ного водного раствора соляной кислоты с породой карбонатного пласта. По колонне насосно-компрессорных труб через отверстия в циркуляционном клапане и перфорационные отверстия эксплуатационной колонны скважины в призабойную зону карбонатного пласта закачивают и продавливают растворитель в объеме из расчета 1,0 м3 на 1 м высоты карбонатного пласта.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, низкая эффективность способа обработки продуктивного карбонатного пласта с малой толщиной без учета расположения водонасыщенного пласта;
- во-вторых, работы проводят закачкой кислоты при посаженном пакере при высоких давлениях, что приводит к возникновению заколонной циркуляции. При посаженном пакере возможно лишь два перфорационных отверстия, что значительно снижает эффективность обработки призабойной зоны (ОПЗ), усложняет способ.
Известен способ обработки продуктивного пласта, включающий вскрытие бурением продуктивного пласта, спуск эксплуатационной колонны, цементирование заколонного пространства, спуск насосно-компрессорных труб, перфорацию, размытие каверн, обработку кислотой и свабирование (патент RU №2423604, опубл. 10.07.2011). После бурения продуктивный пласт промывают буровым полимерным раствором. Перфорацию осуществляют путем сверления на большую глубину с интервалом между перфорационными отверстиями 1-3 м. Спускают колонну насосно-компрессорных или бурильных труб с пакером, разобщают им верхние перфорационные каналы от нижних интервалов пласта. Обработку пласта кислотой осуществляют путем циркуляции в заколонном пространстве. Для ускорения операции обработки и повышения ее эффективности одновременно с обработкой пласта в призабойной зоне под пакером циклически создают вакуум - разрежение, например, путем свабирования. При этом операцию обработки осуществляют, начиная с верхнего интервала у кровли пласта под давлением ниже давления гидроразрыва пласта, создаваемым над пакером через межтрубное пространство.
Недостатками способа являются:
- во-первых, низкая эффективность способа обработки продуктивного карбонатного пласта с малой толщиной и расположенной вблизи от водонасыщенного пласта, связанная с прорывом воды из нижележащего водонасыщенного пласта;
- во-вторых, сложный технологический процесс, трудозатратный, требует привлечение дополнительных операторов, оборудование, а это дополнительные затраты на осуществление способа;
- в-третьих, в основу положен принцип создания заколонной циркуляции в пространстве между отверстиями. Технически этот процесс труднодостижимый в виду того, что проницаемость горных пород по горизонтали более высокая чем по вертикали. Эта ситуация с высокой вероятностью может привести к тому, что кислота через верхние отверстия пойдет в сторону от ствола, а не вниз к нижним отверстиям.
- в-четвертых, в процессе длительного отсутствия циркуляции между верхними и нижними отверстиями и появления приемистости возникает необходимость проведения дополнительных работ в виде блокирования верхних отверстий и повышения давления закачки. Повышение давления в условиях коллекторов малой толщины в итоге увеличивает риск получения заколонной циркуляции до водонасыщенного пласта.
Карбонатные коллектора в основном характеризуются порово-трещинной, трещинно-поровой проводимостью. Поэтому для исключения прорыва нижних вод необходимо достигать кислотным воздействием увеличение поровой проводимости.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ заканчивания скважины, включающий вскрытие бурением продуктивного пласта, спуск эксплуатационной колонны, цементирование заколонного пространства, спуск в скважину компоновки насосно-компрессорных труб с прокалывающим перфоратором, перфорацию на технической воде прокалывающим перфоратором эксплуатационной колонны и цемента в заколонном пространстве в интервале продуктивного карбонатного пласта, размытие каверн, обработку кислотой и свабирование (патент RU № 2695908, опубл. 29.07.2019). После каждого срабатывания перфоратора через перфоратор и образованные перфорационные отверстия намывают каверны в продуктивном пласте технической водой в объеме 2,5-3,5 м3 на одно перфорационное отверстие при давлении 15-16 МПа с расходом 3,5-4 л/с. При обработке пласта 24%-ной соляной кислотой проводят ступенчатую кислотную обработку интервала перфорации с продавкой кислоты и организацией кислотных ванн под давлением технической водой со ступенчатым увеличением давления на 1 МПа на каждой ступени до достижения приемистости скважины в объеме не менее 0,5 л/с при давлении 3-5 МПа. Свабирование проводят в три этапа с интенсивным отбором в объеме 0,5 м3 за 20-30 мин на первом и втором этапах и малоинтенсивным отбором в объеме 0,5 м3 за 45-60 мин на третьем этапе, при этом в качестве технической воды используют воду с плотностью, обеспечивающей противодавление на пласт, включающей поверхностно-активное вещество в количестве 0,1-0,3% по массе и нейтрализатора сероводорода в количестве 0,08-0,12% по массе.
Недостатками способа являются:
- во-первых, относительно невысокая эффективность способа заканчивания скважины за счет непродолжительного эффекта от проведённой обработки пласта, связанная с ограниченным радиусом проникновения кислотной композиции в пласт, соответственно имеет небольшую (ограниченную) область дренирования (питания), что повышает риск, связанный с возможным прорывом воды из нижележащего водонасыщенного пласта при кислотной обработке продуктивного карбонатного пласта с малой толщиной, расположенного вблизи от водонасыщенного пласта;
- во-вторых, дополнительные расходы, связанные с применением нейтрализатора сероводорода.
Технической задачей способа заканчивания скважины является повышение эффективности способа за счет увеличения срока эффекта от обработки и снижения обводненности продукции скважины, а также расширение технологических возможностей способа и снижение финансовых затрат.
Техническая задача решается способом заканчивания и интенсификации притока скважины с карбонатными коллекторами, включающим вскрытие бурением продуктивного пласта, спуск эксплуатационной колонны, цементирование заколонного пространства, спуск в скважину компоновки насосно-компрессорных труб с гидромеханическим прокалывающим перфоратором, перфорацию на технической воде прокалывающим перфоратором эксплуатационной колонны и цемента в заколонном пространстве в интервале продуктивного карбонатного пласта, размытие каверн, обработку кислотой и свабирование.
Новым является то, что прокалывающие ножи перфоратора располагают в интервале карбонатного нефтенасыщенного пласта, прокалывающую гидромеханическую перфорацию осуществляют на расстоянии от водонасыщенного пласта, исключающем прорыв нижних вод при повышении давления закачки до 15 МПа, после каждой точки прокалывания через перфоратор и образованные перфорационные отверстия намывают каверны технической водой плотностью 1,05-1,16 г/см3 в течение 10-15 мин для прокачки воды в объеме 2,5-3 м3 с расходом 3,5-4 л/сек под давлением до 20 МПа, процесс прокалывания и намыва каверн производят через каждые 0,2 м во всем интервале нефтенасыщенного пласта, производят свабирование перед закачкой кислоты до достижения забойного давления 2 МПа с регистрацией параметров притока из пласта, при отсутствии заколонной циркуляции или обводненной продукции, опускают перфоратор ниже уровня нижнего перфорационного отверстия, закачивают соляную кислоту по НКТ через отверстие над перфоратором, при этом кислотную обработку проводят в два этапа, на первом этапе осуществляют закачку соляной кислоты 15-24%-ной концентрации в объеме 1-1,5 м3 на 1 м толщины пласта, продавливают технической водой плотностью 1,05-1,16 г/см3 с давлением 3 МПа со ступенчатым увеличением давления по 1 МПа, затем осуществляют выдержку в режиме кислотной ванны в течение 15-60 мин до появления приемистости 0,5 л/сек при давлении 3-5 МПа, не превышая при этом давления опрессовки колонны, после реагирования кислоты в течение 3-4 час скважину свабируют с отбором объема равного сумме объёма скважины, объёма закаченной кислоты и продавочной жидкости, затем осуществляют второй этап обработки закачкой соляной кислоты 15%-ной концентрации в объеме 3-6 м3 на 1 м нефтенасыщенной толщины пласта, продавливают в пласт при давлении 3 МПа технической водой плотностью 1,05-1,16 г/см3, обработанной поверхностно-активным веществом, в объеме из расчета до 15-20 м3 на 1 м толщины пласта со ступенчатым увеличением давления по 1 МПа, осуществляют выдержку в режиме кислотной ванны в течение 15-60 мин до появления приемистости 0,5 л/сек при давлении 3-5 МПа, после реагирования кислоты в течение 4-8 час производят освоение скважины.
Сущность способа заканчивания и интенсификации притока скважины с карбонатными коллекторами.
Карбонатные коллектора в основном характеризуются порово-трещинной, трещинно-поровой проводимостью. В условиях малой толщины продуктивного карбонатного пласта при заканчивании скважин возникает опасность образования сообщения с нижележащим водонасыщенным пластом и обводнения скважины за счет прорыва вод из нижележащего водонасыщенного пласта при интенсификационных обработках, направленных на увеличение приемистости скважин, поэтому для исключения прорыва нижних вод необходимо регулировать достижение кислотным воздействием увеличения поровой проводимости, расширяя при этом технологические возможности способа.
Техническая задача решается способом заканчивания и интенсификации притока скважины с карбонатными коллекторами, включающим вскрытие бурением продуктивного пласта, спуск эксплуатационной колонны, цементирование заколонного пространства, спуск в скважину компоновки насосно-компрессорных труб с гидромеханическим прокалывающим перфоратором. Прокалывающие ножи перфоратора располагают в интервале карбонатного нефтенасыщенного пласта, прокалывающую гидромеханическую перфорацию осуществляют на расстоянии от водонасыщенного пласта, исключающем прорыв нижних вод при повышении давления закачки до 15 МПа. После каждой точки прокалывания через перфоратор и образованные перфорационные отверстия намывают каверны технической водой плотностью 1,05-1,16 г/см3 в течение 10-15 мин для прокачки воды в объеме 2,5-3 м3 с расходом 3,5-4 л/сек под давлением до 20 МПа. Повышается успешность операции и снижается кольматация пласта. Процесс прокалывания и намыва каверн производят через каждые 0,2 м в нефтенасыщенной части пласта. Опытным путем установили успешность такой плотности прокалывания. Производят свабирование перед закачкой кислоты до достижения забойного давления 2 МПа с регистрацией параметров притока из пласта, что дает возможность регулировать процесс в условиях малой толщины продуктивного карбонатного пласта. При отсутствии заколонной циркуляции или обводненной продукции, или связи с системой трещин, опускают перфоратор ниже уровня нижнего перфорационного отверстия и приступают к первому этапу кислотной обработки. Закачивают соляную кислоту по НКТ через отверстие над перфоратором. При этом кислотную обработку проводят в два этапа, на первом этапе осуществляют закачку соляной кислоты 15-24%-ной концентрации в объеме 1-1,5 м3 на 1 м толщины пласта, продавливают технической водой плотностью 1,05-1,16 г/см3 с давлением 3 МПа со ступенчатым увеличением давления по 1 МПа, не превышая давления разрушения целостности цементного камня, которое определяется расчётным путём (2 МПа * h, где h – расстояние от нижнего перфорационного отверстия до водонасыщенного пласта), затем осуществляют выдержку в режиме кислотной ванны в течение 15-60 мин до появления приемистости 0,5 л/сек при давлении 3-5 МПа, не превышая при этом давления опрессовки колонны. После реагирования кислоты в течение 3-4 час скважину свабируют с отбором объема равного сумме объёма скважины, объёма закаченной кислоты и продавочной жидкости с регистрацией параметров притока из пласта, что позволяет убедиться, что прорыва воды нет. Затем осуществляют второй этап обработки закачкой соляной кислоты 15%-ной концентрации в объеме 3-6 м3 на 1 м нефтенасыщенной толщины пласта. Продавливают кислоту в пласт при давлении 3 МПа технической водой плотностью 1,05-1,16 г/см3, обработанной поверхностно-активным веществом, в объеме из расчета до 15-20 м3 на 1 м толщины пласта со ступенчатым увеличением давления по 1 МПа, не превышая давления разрушения целостности цементного камня, которое определяется расчётным путём (2МПа * h, где h – расстояние от нижнего перфорационного отверстия до водонасыщенного пласта). Осуществляют выдержку в режиме кислотной ванны в течение 15-60 мин до появления приемистости 0,5 л/сек при давлении 3-5 МПа, после реагирования кислоты в течение 4-8 час производят освоение скважины. Новое техническое решение обеспечивает контролируемое увеличение глубины проникновения кислотной композиции и, как следствие, увеличение области дренирования (питания) пласта при исключении прорыва подошвенной воды при заканчивании скважины, увеличение продолжительности эффекта, исключение кольматации пласта, снижение обводнённости продукции.
В качестве поверхностно-активного вещества используют, например МЛ-81Б по ТУ 2481-007-48482528-99 и т.п.
Способ реализуют следующим образом.
Бурят наклонно-направленную скважину со стволом диаметром 156 мм со вскрытием продуктивного карбонатного пласта, который расположен на глубине 1113-1116 м, толщина пласта 3 м. Ниже расположен водонасыщенный пласт. В скважину до забоя спускают эксплуатационную колонну диаметром 114 мм. Цементируют заколонное пространство. Скважина заполнена водой плотностью 1,0 г/см3. После затвердевания цемента в скважине проводят операции, связанные с удалением остатков цемента, промывкой, шаблонированием, опрессовкой, т.е. готовят скважину к перфорации.
В эксплуатационную колонну спускают компоновку, состоящую из колонны насосно-компрессорных труб с перфоратором прокалывающего действия марки ГМПП
(гидромеханический прокалывающий перфоратор).
Проводят перфорацию прокалывающим перфоратором эксплуатационной колонны
и цемента в заколонном пространстве в интервале 1113-1116 м продуктивного пласта через каждые 0,2 метра. После каждого срабатывания перфоратора через перфоратор и образованные перфорационные отверстия намывают каверны в продуктивном пласте технической водой плотностью 1,05-1,16 г/см3, в объеме 2,5-3 м3 на 1 перфорационное отверстие при давлении 15 МПа с расходом 3,5-4 л/с. Проводят свабирование со снижением забойного давления до 2 МПа, убедившись в отсутствии заколонной циркуляции и связи с системой трещин (приток жидкости практически отсутствовал) приступают в 1-му этапу ОПЗ.
Опускают перфоратор ниже уровня нижнего перфорационного отверстия и закачивают 15-24 %-ную соляную кислоту в объеме 3,4 м3 по насосно-компрессорным трубам через отверстие над перфоратором. Продавливают технической водой плотностью 1,05-1,16 г/см3 со ступенчатым увеличением давления по 1 МПа начиная с 3 МПа. Скважина при постоянной закачке не принимает. Осуществляют выдержку в режиме кислотной ванны в течение 15-60 мин до появления приемистости 0,5 л/сек при давлении 3-5 МПа. Скважина принимает при давлении 4 МПа при постоянном расходе 0,8 л/с. Скважину закрывают на реагирование кислоты в течение 3-4 час, затем свабируют по колонне насосно-компрессорных труб в объёме 6 м3 со снижением уровня до 600 м – на выходе вода плотностью 1,13 г/см3. При дальнейшем свабировании с отбором 18 м3 жидкости на выходе отмечают наличие густой эмульсии, нефти и газа. При отборе последних 4 м3 отмечается выход безводной нефти и газа.
Убедившись в отсутствии в полученной продукции воды, переходят ко 2-му этапу ОПЗ. По колонне насосно-компрессорных труб производят закачку соляной кислоты 15 %-ной концентрации в объеме 3-6 м3 на 1 м нефтенасыщенной толщины пласта. Продавливают кислоту в пласт со ступенчатым увеличением давления по 1 МПа начиная с 3 МПа технической водой плотностью 1,05-1,16 г/см3, обработанной поверхностно-активным веществом МЛ-81 Б, в объеме из расчета до 15-20 м3 на 1 м толщины пласта со ступенчатым увеличением давления по 1 МПа, выполняют выдержку в режиме кислотной ванны в течение 15-60 мин до появления приемистости 0,5 л/сек при давлении 3-5 МПа.
Скважина начинает стабильно принимать при давлении 5 МПа при постоянном расходе 0,8 л/с. После завершения продавки, закрывают скважину на реагирование кислоты на 4-8 час, затем производят освоение скважины свабированием.
На начальном этапе свабирования, в процессе отбора 8 м3 при динамическом уровне 600 м, на выходе - вода плотностью 1,13 г/см3 и газ. При дальнейшем отборе 25 м3 наблюдают выход густой эмульсии и сильный газовый фактор. На завершающем этапе, при отборе ещё 8 м3 при динамическом уровне 450 м – на выходе безводная нефть и газ.
Поднимают компоновку из скважины, спускают насосное оборудование и осваивают скважину. В результате начальный дебит скважины составил 7,6 т/сут безводной нефти.
Повышается эффективность заканчивания интенсификации притока скважины с карбонатными коллекторами скважины, так как регулируемая обработка размытых каверн предлагаемой последовательностью выполнения этапов позволяет расширить область дренирования пласта, исключить прорыв подошвенной воды к наклонно-направленной скважине карбонатного пласта малой толщины, исключить кольматацию пласта, интенсифицировать приток продукции из пласта, повысить продолжительность эффекта от обработки на 20%, снизить обводнённость. Расширяется технологическая возможность выполнения способа и снижаются материальные затраты.
Claims (1)
- Способ заканчивания и интенсификации притока скважины с карбонатными коллекторами, включающий вскрытие бурением продуктивного пласта, спуск эксплуатационной колонны, цементирование заколонного пространства, спуск в скважину компоновки насосно-компрессорных труб с гидромеханическим прокалывающим перфоратором, перфорацию на технической воде прокалывающим перфоратором эксплуатационной колонны и цемента в заколонном пространстве в интервале продуктивного карбонатного пласта, размытие каверн, обработку кислотой и свабирование, отличающийся тем, что прокалывающие ножи перфоратора располагают в интервале карбонатного нефтенасыщенного пласта, прокалывающую гидромеханическую перфорацию осуществляют на расстоянии от водонасыщенного пласта, исключающем прорыв нижних вод при повышении давления закачки до 15 МПа, после каждой точки прокалывания через перфоратор и образованные перфорационные отверстия намывают каверны технической водой плотностью 1,05-1,16 г/см3 в течение 10-15 мин для прокачки воды в объеме 2,5-3 м3 с расходом 3,5-4 л/сек под давлением до 20 МПа, процесс прокалывания и намыва каверн производят через каждые 0,2 м в нефтенасыщенной части пласта, производят свабирование перед закачкой кислоты до достижения забойного давления 2 МПа с регистрацией параметров притока из пласта, при отсутствии заколонной циркуляции или обводненной продукции опускают перфоратор ниже уровня нижнего перфорационного отверстия, закачивают соляную кислоту по НКТ через отверстие над перфоратором, при этом кислотную обработку проводят в два этапа, на первом этапе осуществляют закачку соляной кислоты 15-24%-ной концентрации в объеме 1-1,5 м3 на 1 м толщины пласта, продавливают технической водой плотностью 1,05-1,16 г/см3 с давлением 3 МПа со ступенчатым увеличением давления по 1 МПа, затем осуществляют выдержку в режиме кислотной ванны в течение 15-60 мин до появления приемистости 0,5 л/сек при давлении 3-5 МПа, не превышая при этом давления опрессовки колонны, после реагирования кислоты в течение 3-4 ч скважину свабируют с отбором объема, равного сумме объёма скважины, объёма закаченной кислоты и продавочной жидкости, затем осуществляют второй этап обработки закачкой соляной кислоты 15%-ной концентрации в объеме 3-6 м3 на 1 м нефтенасыщенной толщины пласта, продавливают кислоту в пласт при давлении 3 МПа технической водой плотностью 1,05-1,16 г/см3, обработанной поверхностно-активным веществом, в объеме из расчета до 15-20 м3 на 1 м толщины пласта со ступенчатым увеличением давления по 1 МПа, осуществляют выдержку в режиме кислотной ванны в течение 15-60 мин до появления приемистости 0,5 л/сек при давлении 3-5 МПа, после реагирования кислоты в течение 4-8 ч производят освоение скважины.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020138140A RU2750004C1 (ru) | 2020-11-20 | 2020-11-20 | Способ заканчивания и интенсификации притока скважины с карбонатными коллекторами |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020138140A RU2750004C1 (ru) | 2020-11-20 | 2020-11-20 | Способ заканчивания и интенсификации притока скважины с карбонатными коллекторами |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2750004C1 true RU2750004C1 (ru) | 2021-06-21 |
Family
ID=76504830
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020138140A RU2750004C1 (ru) | 2020-11-20 | 2020-11-20 | Способ заканчивания и интенсификации притока скважины с карбонатными коллекторами |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2750004C1 (ru) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2011141875A2 (en) * | 2010-05-11 | 2011-11-17 | Schlumberger Canada Limited | Method and system for treating a subterranean formation |
| RU2531771C1 (ru) * | 2013-11-07 | 2014-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ обработки призабойной зоны скважины |
| RU2652412C1 (ru) * | 2017-08-01 | 2018-04-26 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с карбонатным коллектором |
| RU2656255C1 (ru) * | 2017-08-01 | 2018-06-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ перфорации скважины и обработки призабойной зоны карбонатного пласта |
| RU2695908C1 (ru) * | 2018-07-24 | 2019-07-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ заканчивания скважины |
-
2020
- 2020-11-20 RU RU2020138140A patent/RU2750004C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2011141875A2 (en) * | 2010-05-11 | 2011-11-17 | Schlumberger Canada Limited | Method and system for treating a subterranean formation |
| RU2531771C1 (ru) * | 2013-11-07 | 2014-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ обработки призабойной зоны скважины |
| RU2652412C1 (ru) * | 2017-08-01 | 2018-04-26 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с карбонатным коллектором |
| RU2656255C1 (ru) * | 2017-08-01 | 2018-06-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ перфорации скважины и обработки призабойной зоны карбонатного пласта |
| RU2695908C1 (ru) * | 2018-07-24 | 2019-07-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ заканчивания скважины |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2558058C1 (ru) | Способ поинтервального гидравлического разрыва карбонатного пласта в горизонтальном стволе скважины с подошвенной водой | |
| RU2459934C1 (ru) | Способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения | |
| RU2612061C1 (ru) | Способ разработки сланцевых карбонатных нефтяных залежей | |
| RU2512216C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| RU2490442C1 (ru) | Способ заканчивания скважины | |
| RU92466U1 (ru) | Устройство для комплексной обработки продуктивных пластов (варианты) | |
| RU2312212C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти с карбонатным коллектором | |
| RU2312210C1 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с карбонатным коллектором | |
| RU2656255C1 (ru) | Способ перфорации скважины и обработки призабойной зоны карбонатного пласта | |
| RU2750004C1 (ru) | Способ заканчивания и интенсификации притока скважины с карбонатными коллекторами | |
| RU2627338C1 (ru) | Способ разработки плотных карбонатных залежей нефти | |
| RU2509884C1 (ru) | Способ разработки обводненного нефтяного месторождения | |
| RU2616052C1 (ru) | Способ разработки сланцевых карбонатных нефтяных коллекторов | |
| RU2499134C2 (ru) | Способ разработки залежи нефти, расположенной под газовой залежью и отделенной от нее непроницаемым пропластком | |
| RU2695908C1 (ru) | Способ заканчивания скважины | |
| RU2232263C2 (ru) | Способ добычи высоковязкой нефти | |
| RU2510456C2 (ru) | Способ образования вертикально направленной трещины при гидроразрыве продуктивного пласта | |
| RU2376462C2 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с помощью импульсного режима отбора жидкости | |
| RU2732424C2 (ru) | Способ вскрытия пластов с аномально высокими пластовыми давлениями и предупреждения смятия обсадной колонны скважины в процессе ее эксплуатации | |
| RU2256069C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2667239C1 (ru) | Способ перфорации скважины и обработки призабойной зоны карбонатного пласта | |
| RU2769027C1 (ru) | Способ интенсификации добычи продукции пласта с подошвенной водой (варианты) | |
| RU2762321C9 (ru) | Технология разработки высокопроницаемого пласта-коллектора, насыщенного газом и подстилаемого пластовой водой | |
| RU2551612C1 (ru) | Способ кислотной обработки нефтяного пласта | |
| RU2543004C1 (ru) | Способ кислотного продольно-щелевого гидравлического разрыва низкопроницаемого терригенного коллектора |