RU2784698C2 - Method for technological processing of wells - Google Patents
Method for technological processing of wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2784698C2 RU2784698C2 RU2021111721A RU2021111721A RU2784698C2 RU 2784698 C2 RU2784698 C2 RU 2784698C2 RU 2021111721 A RU2021111721 A RU 2021111721A RU 2021111721 A RU2021111721 A RU 2021111721A RU 2784698 C2 RU2784698 C2 RU 2784698C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- oil
- acid
- acid composition
- emulsion
- Prior art date
Links
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 71
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims abstract description 38
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 32
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 29
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 29
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 28
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N HCl Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 14
- 229910000041 hydrogen chloride Inorganic materials 0.000 claims abstract description 12
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000003129 oil well Substances 0.000 claims abstract description 4
- 238000002955 isolation Methods 0.000 claims abstract 2
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 27
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 26
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 24
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 claims description 9
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims description 6
- 238000004080 punching Methods 0.000 claims description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 abstract description 16
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 11
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 abstract description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 abstract description 2
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 abstract 1
- 230000003247 decreasing Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 10
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 8
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 7
- 241000273930 Brevoortia tyrannus Species 0.000 description 5
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate dianion Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 5
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 4
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 2
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- 230000000903 blocking Effects 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 230000005591 charge neutralization Effects 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 230000005251 gamma ray Effects 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000001264 neutralization Effects 0.000 description 1
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при технологической обработке скважин.The invention relates to the oil industry and can be used in the technological processing of wells.
Известен способ большеобъемной селективной кислотной обработки добывающих скважин в карбонатных коллекторах [RU 2547850 С2, Е21В 43/27, Е21В 33/138, 20.04.2015], включающий закачку в скважину оторочки кислотного состава с удельным объемом 1,5-3м3 на 1 м нефтенасыщенного интервала и нелинейно-вязкой отклоняющей жидкости-отклонителя перед и/или после оторочки кислотного состава, при этом, закачку кислотного состава осуществляют с оптимальным расходом и оптимальным соотношением объема отклонителя к объему кислотного состава, которые определяют математическим моделированием процесса с учетом изменения устьевого и забойного давления, типа кислотного состава, типа отклонителя, пористости и проницаемости породы, причем, для оптимизации расхода закачки кислотного состава получают зависимости оптимального расхода закачки от удельного объема закачки реагентов с различными константами реакции, с целью минимизации погрешности расчета оптимального расхода закачки кислотного состава объем каждой последующей оторочки определяют согласно соотношениюA known method of large-volume selective acid treatment of producing wells in carbonate reservoirs [RU 2547850 C2, E21B 43/27, E21B 33/138, 20.04.2015], including injection into the well of an acid slug with a specific volume of 1.5-3 m 3 per 1 m of the oil-saturated interval and a non-linearly viscous diverting fluid before and/or after the acid composition slug, while the acid composition is injected with the optimal flow rate and the optimal ratio of the diverter volume to the volume of the acid composition, which are determined by mathematical modeling of the process, taking into account changes in the wellhead and bottomhole pressure, type of acid composition, type of diverter, porosity and permeability of the rock, moreover, to optimize the injection rate of the acid composition, the dependences of the optimal injection rate on the specific volume of injection of reagents with different reaction constants are obtained, in order to minimize the error in calculating the optimal injection rate of the acid composition, the volume of each the next fringe is determined according to the ratio
где 
где Sd, Sd max - псевдоскин отклонителя и его максимальное значение соответственно, D, Dmax - дисперсия дебита по пропласткам и его максимальное значение соответственно, объем отклонителя определяют в зависимости от неоднородности среды и с учетом указанного удельного объема кислотного состава, при этом оптимальный объем отклонителя 
Известный способ не обладает достаточной эффективностью.The known method is not sufficiently efficient.
Наиболее близким по технической сущности к предложенному является способ технологической обработки скважин [RU 2600137 С1, E21B 43/27, 20.10.2016], при котором производят глушение скважины, проводят пойнтервальную болынеобъемную обработку призабойной зоны (БОПЗ) каждого пропластка, для чего изолируют каждый пропласток по отдельности с помощью двух пакеров, закачивают технологическую жидкость с кислотосодержащим реагентом, проводят стимуляцию скважины и выдерживают время ожидания реагирования кислоты в течение 6-8 часов, после проведения БОПЗ откачивают продукты реакции из пласта, которые образовались в результате вступления кислоты в реакцию с породой, путем свабирования, проводят отбор проб на устье скважины и определяют по ним рН продукции скважины, и, если это значение попадает в диапазон от 4 до 10, делают вывод об отсутствии обводненности пласта.The closest in technical essence to the proposed one is the method of technological treatment of wells [RU 2600137 C1, E21B 43/27, 20.10.2016], in which the well is killed, the interval large-volume treatment of the bottomhole zone (BOPZ) of each interlayer is carried out, for which each interlayer is isolated separately using two packers, they pump the process fluid with an acid-containing reagent, stimulate the well and maintain the waiting time for acid response for 6-8 hours, after the BOPZ, the reaction products are pumped out of the formation, which were formed as a result of the acid reacting with the rock, by swabbing, sampling is carried out at the wellhead and the pH of the well production is determined from them, and if this value falls in the range from 4 to 10, it is concluded that there is no water cut in the formation.
Недостатком способа является его относительно высокая сложность.The disadvantage of this method is its relatively high complexity.
Задачей, решаемой в изобретении, является создание более простого и менее затратного способа обработки скважины без снижения эффективности обработки. The problem solved in the invention is to create a simpler and less expensive method of well treatment without reducing the treatment efficiency.
Требуемый технический результат заключается в повышении качества обработки призабойной зоны скважин, упрощении технологической обработки скважин за счет снижения числа спускоподъемных операций.The required technical result is to improve the quality of treatment of the bottomhole zone of wells, simplify the technological treatment of wells by reducing the number of round trips.
Поставленная задача решается, а требуемый технический результат достигается тем, что в способе технологической обработке скважин, заключающемся в том, что, изолируют скважину с помощью двух пакеров, которые устанавливают на обрабатываемом интервале скважины, и осуществляют закачку кислотной композиции, согласно изобретению, до установки верхнего пакера вызывают циркуляцию и промывают скважину технологической жидкостью до выхода чистой жидкости из скважины, определяют приемистость продуктивного пласта, изготавливают нефтекислотную эмульсию, содержащую 50 мас.% кислотной композиции, содержащей HCl 12 мас.%, и 50 мас.% сырой нефти из расчета 1 м3 эмульсии на 1 м обрабатываемого интервала скважины, и закачивают ее в скважину, после чего доводят нефтекислотную эмульсию до пласта с расходом 1 л/с, устанавливают верхний пакер и продавливают нефтекислотную эмульсию технологической жидкостью в пласт при давлении, которое в процессе продавливания увеличивают от начального давления 0 атм до конечного давления не более 60 атм, после чего закачивают кислотную композицию, содержащую HCl 12 мас.%, в скважину в объеме 3 - 8 м3 на 1 м обрабатываемого интервала скважины в непрерывном режиме при давлении закачки, которое в процессе закачки уменьшают от начального давления не более 60 атм, продавливают кислотную композицию в пласт технологической жидкостью до полного освобождения обрабатываемого интервала скважины от кислотной композиции, оставляют скважину на реагирование на 8 часов, после чего производят извлечение продуктов реакции свабированием, в качестве технологической жидкости используют подтоварную воду, попутно добываемую из нефтяных скважин, плотностью 1,15 г/см3 или пресную воду плотностью 1,02 г/см3. Кроме того, требуемый технический результат достигается тем, что, в качестве технологической жидкости используют подтоварную воду, попутно добываемую из нефтяных скважин плотностью 1,15 г/см3.The problem is solved, and the required technical result is achieved by the fact that in the method of technological treatment of wells, which consists in isolating the well with the help of two packers, which are installed in the treated interval of the well, and the acid composition is pumped, according to the invention, before the installation of the upper the packers are circulated and the well is flushed with process fluid until the clean fluid exits the well, the injectivity of the productive formation is determined, an oil-acid emulsion is made containing 50 wt.% of an acid composition containing HCl 12 wt.%, and 50 wt.% of crude oil at the rate of 1 m3 3 emulsions per 1 m of the treated interval of the well, and pump it into the well, after which the oil-acid emulsion is brought to the formation with a flow rate of 1 l / s, the upper packer is installed and the oil-acid emulsion is forced into the formation with the process fluid at a pressure, which in the process of punching is increased from the initial pressure 0 atm to horse pressure of not more than 60 atm, after which an acid composition containing HCl 12 wt.% is pumped into the well in a volume of 3 - 8 m 3 per 1 m of the treated interval of the well in a continuous mode at an injection pressure, which during the injection process is reduced from the initial pressure not more than 60 atm, the acid composition is forced into the formation with a process fluid until the treated interval of the well is completely free of the acid composition, the well is left to react for 8 hours, after which the reaction products are extracted by swabbing; wells, with a density of 1.15 g/cm 3 or fresh water with a density of 1.02 g/cm 3 . In addition, the required technical result is achieved by the fact that, as a process fluid, commercial water is used, which is produced from oil wells with a density of 1.15 g/cm 3 .
Кроме того, требуемый технический результат достигается тем, что, в качестве технологической жидкости используют подтоварную воду, попутно добываемую из нефтяных скважин, плотностью 1,15 г/см3.In addition, the required technical result is achieved by the fact that, as a process fluid, commercial water produced from oil wells with a density of 1.15 g/cm 3 is used.
Кроме того, требуемый технический результат достигается тем, что, в качестве технологической жидкости используют пресную воду плотностью 1,02 г/см3.In addition, the required technical result is achieved by using fresh water with a density of 1.02 g/cm 3 as the process fluid.
Предлагаемый способ направлен на поинтервальную обработку карбонатных пропластков продуктивных горизонтов с использованием двухпакерной компоновки, блокировки высокопроницаемых трещин и увеличение давления в призабойной зоне пласта закачкой нефтекислотной эмульсии, закачки больших объемов кислоты в непрерывном режиме. Отличием от известного способа обработки призабойной зоны скважины и близких ему заключается в использовании нефтекислотной эмульсии, что обеспечивает исключение возможности поглощения кислотной композиции в пласт в условиях посажанных пластовых давлений.The proposed method is aimed at interval treatment of carbonate interlayers of productive horizons using a two-packer layout, blocking high-permeability fractures and increasing pressure in the bottomhole formation zone by pumping an oil-acid emulsion, pumping large volumes of acid in a continuous mode. The difference from the well-known method of treatment of the bottomhole zone of the well and similar ones is the use of an oil-acid emulsion, which eliminates the possibility of absorption of the acid composition into the reservoir under conditions of planted reservoir pressures.
Данная технология позволяет провести обработку продуктивных горизонтов с индивидуальным подходом к каждому нефтенасыщенному пропластку, что значительно увеличивает качество проведения мероприятия по интенсификации добычи нефти. Закачиваемая нефтекислотная эмульсия снижает неоднородность карбонатного коллектора, начинает реагировать с породой и выступает в роли потокоотклонителя. В свою очередь, нагнетаемая затем кислота в большом объеме значительно проникает в продуктивный пропласток и начинает реагировать с матрицей породы. Все это позволяет наиболее широко и качественно охватить обработкой как в глубину, так и по простиранию нефтенасыщенный пропласток, увеличить его фильтрационно-емкостные свойства и восстановить или увеличить фильтрационно-емкостные свойства призабойной зоны скважины. Итогом мероприятия по интенсификации добычи нефти является увеличение продуктивности скважины.This technology makes it possible to process productive horizons with an individual approach to each oil-saturated interlayer, which significantly increases the quality of the oil production intensification event. The injected oil-acid emulsion reduces the heterogeneity of the carbonate reservoir, begins to react with the rock and acts as a diverter. In turn, the acid then injected in a large volume significantly penetrates into the productive interlayer and begins to react with the rock matrix. All this makes it possible to most widely and qualitatively cover the oil-saturated interlayer by processing both in depth and along the strike, increase its reservoir properties and restore or increase the reservoir properties of the bottomhole zone of the well. The result of the action to intensify oil production is an increase in well productivity.
Реализуется способ технологической обработки скважин последовательным выполнением следующих операций.A method of technological treatment of wells is implemented by sequentially performing the following operations.
Спускают в скважину компоновку до глубины обрабатываемого интервала: пакер механический (ПРО-ЯМО) + фильтр + патрубки + упорный пакер + лифт на насосно-компрессорные трубы (НКТ) до глубины установки пакеров. Расстояние между пакерами выбирается исходя из толщины обрабатываемых интервалов и возможности проведения обработка призабойной зоны (ОПЗ) за счет одного спуско-подъема всей компоновки. Обработка интервалов проводиться сверху-вниз со спуском компоновки.The assembly is lowered into the well to the depth of the treated interval: mechanical packer (PRO-YAMO) + filter + branch pipes + thrust packer + tubing lift (tubing) to the depth of the packers. The distance between the packers is selected based on the thickness of the treated intervals and the possibility of bottom-hole treatment (BHT) due to one trip of the entire assembly. Processing of intervals is carried out from top to bottom with the descent of the layout.
Предварительно выполняют прямую промывку скважины технологической жидкостью. Для этого при непосаженном верхнем пакере вызывают циркуляцию и промывают скважину до выхода чистой жидкости из скважины в желобную емкость. Это позволяет очистить перфорационные отверстия и ствол скважины от различных механических примесей и асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) для лучшей фильтрации кислоты по стволу скважины и интервалу перфорации при обработке призабойной зоны.The well is preliminarily flushed with process fluid. To do this, when the upper packer is not set, circulation is caused and the well is flushed until clean fluid exits the well into the trough tank. This allows you to clean the perforations and the wellbore from various mechanical impurities and asphalt, resin and paraffin deposits (ARPD) for better acid filtration along the wellbore and perforation interval when treating the bottomhole zone.
Определяют приемистость продуктивного пласта с помощью цементировочного агрегата с наибольшим давлением насоса в 320 кгс/см2 (ЦА-320) с закачкой технологической жидкости. Это позволяет узнать возможности закачки рабочего агента. Определяется объемом технологической жидкости, закачиваемый в продуктивный пласт в единицу времени.The injectivity of the productive formation is determined using a cementing unit with the highest pump pressure of 320 kgf/cm 2 (CA-320) with the injection of process fluid. This allows you to find out the possibilities of downloading a working agent. It is determined by the volume of process fluid injected into the reservoir per unit of time.
Готовят нефтекислотную эмульсию в бункере ЦА-320 из расчета 1 м3 эмульсии на 1 м обрабатываемого интервала. Такое соотношении объема эмульсии на обрабатываемый интервал позволяет «закупорить» высокопроницаемые трещины и снизить неоднородность коллектора. Для этого размешивают в бункере ЦА-320 сырую нефть и HCl 12% в соотношение 1:1 (50% сырой нефти и 50% HCI-12%) на 4 скорости в течении 1 часа до образования густой эмульсии.Oil-acid emulsion is prepared in the TsA-320 bunker at the rate of 1 m 3 of emulsion per 1 m of the treated interval. Such a ratio of the volume of emulsion to the treated interval makes it possible to “plug” high-permeability fractures and reduce reservoir heterogeneity. For this, crude oil and HCl 12% are stirred in the TsA-320 bunker in a ratio of 1:1 (50% crude oil and 50% HCI-12%) at 4 speeds for 1 hour until a thick emulsion is formed.
Закачивают нефтекислотную эмульсию в скважину. Для этого доводят нефтекислотную эмульсию до пласта с расходом 1 л/с, сажают верхний пакер и продавливают эмульсию технологической жидкостью в пласт при давлении не более 60 атм, преимущественно 40…60 атм. Такое значение расхода и давлении закачки обеспечивает оптимальную закачку густой нефтекислотной эмульсии.Oil acid emulsion is pumped into the well. To do this, the oil-acid emulsion is brought to the formation at a flow rate of 1 l/s, the upper packer is set, and the emulsion is forced into the formation with process fluid at a pressure of not more than 60 atm, mainly 40–60 atm. This value of flow rate and injection pressure ensures optimal injection of a thick oil-acid emulsion.
Закачивают кислотную композицию HCl-12% в скважину в объеме 3-8 м3 на 1 м обрабатываемого интервала в непрерывном режиме при давлении закачки не более 60 атм. Выбор объема закачки на 1 м обрабатываемого интервала зависит от состоянии цементного камня за эксплуатационной колонной, определяемый по результатам акустического контроля цементирования (АКЦ) и скважинно гамма-дефектометрии-толщинометрии (СГДТ), а также от близости краевых и подошвенных вод.The acid composition HCl-12% is pumped into the well in a volume of 3-8 m 3 per 1 m of the treated interval in a continuous mode at an injection pressure of not more than 60 atm. The choice of the injection volume per 1 m of the treated interval depends on the state of the cement stone behind the production casing, determined by the results of acoustic cementing control (ACC) and downhole gamma-ray thickness measurement (SGDT), as well as the proximity of marginal and bottom waters.
Как показывают результаты испытаний на скважинах, при использовании объема кислоты до 3 м3 на 1 м обрабатываемого интервала, эффект от проведения обработки составляет менее 3 месяцев. Этого объема недостаточно для полноценной и качественной обработки карбонатных пластов, т.к. не весь объем породы вступает в реакцию с кислотой. Использование же объема кислоты более 8 м3 на 1 м обрабатываемого интервала может привести к заколонным перетокам, преждевременному обводнению пропластков и повышению неоднородности пропластков за счет создания каверн.As the results of well tests show, when using an acid volume of up to 3 m 3 per 1 m of the treated interval, the effect of the treatment is less than 3 months. This volume is not enough for a full and high-quality treatment of carbonate formations, because not the entire volume of the rock reacts with the acid. The use of an acid volume of more than 8 m 3 per 1 m of the treated interval can lead to behind-the-casing flows, premature watering of the interlayers and an increase in the heterogeneity of the interlayers due to the creation of caverns.
Продавливают кислотную композицию в пласт технологической жидкостью до полного освобождения ствола скважины от кислоты.The acid composition is forced into the formation with a process fluid until the wellbore is completely free of acid.
Оставляют скважину на реагирование на 8 часов. В течении этого времени происходит наиболее качественное растворение карбонатов и полная нейтрализация кислоты.Leave the well to respond for 8 hours. During this time, the most qualitative dissolution of carbonates and complete neutralization of the acid occurs.
Производят извлечение продуктов реакции свабированием после обработки каждого продуктивного пласта. Для этого устье скважины оборудуют специальным геофизическим лубрикатором, рядом с устьем встает геофизический подъемник, оснащенный каротажным кабелем, и спускают на кабеле в насосно-компрессорные трубы сваб, состоящий из резинометаллических манжет, мандрели, вертлюга и грузовой штанги. При помощи сваба снижают уровень жидкости в скважине для вызова притока нефти и очистки призабойной зоны скважины от продуктов реакции кислоты с породой. Объем откаченной жидкости не должен быть меньше объема закаченных в ходе обработки реагентов и технологической жидкости.Reaction products are extracted by swabbing after treatment of each productive formation. To do this, the wellhead is equipped with a special geophysical lubricator, a geophysical hoist equipped with a logging cable is installed next to the wellhead, and a swab consisting of rubber-metal cuffs, a mandrel, a swivel and a cargo rod is lowered on the cable into the tubing. With the help of a swab, the liquid level in the well is reduced to cause the inflow of oil and clean the bottomhole zone of the well from the reaction products of the acid with the rock. The volume of liquid pumped out should not be less than the volume of reagents and process liquid pumped during processing.
По завершению свабирования спускают компоновку до следующего обрабатываемого пласта и проводят обработку призабойной зоны.Upon completion of swabbing, the assembly is lowered to the next layer to be treated and the bottomhole zone is treated.
По завершению обработки всех пластов срывают оба пакера и проводят свабирование общим фильтром до получения нефти и значения рН не меньше 6. Поднимают компоновку для проведения ОПЗ, спускают глубинно-насосное оборудование (ГНО) и запускают скважину в работу.Upon completion of the treatment of all layers, both packers are torn off and swabbing is carried out with a common filter until oil is obtained and the pH value is not less than 6. The assembly is raised for BHT, the downhole pumping equipment (DPP) is lowered and the well is put into operation.
Пример конкретного выполнения способа технологической обработки скважины.An example of a specific implementation of the well treatment method.
Обрабатывают призабойную зону нефтедобывающей скважины №1239 глубиной 1130,8 м. Продуктивные пласты перфорированы в интервалах 1099,0-1101,0 м; 1115,0-1117,5 м и представлены карбонатными породами верейского горизонта порово-трещинного типа. Плотность существующей перфорации составляет 10 отверстий на погонный метр скважины. Скважина выведена из эксплуатации при текущем дебите жидкости 0,34 т/сут., дебите нефти 0,25 т/сут., обводненности 26,01%.The bottom-hole zone of oil-producing well No. 1239 is treated with a depth of 1130.8 m. Productive formations are perforated in the intervals of 1099.0-1101.0 m; 1115.0-1117.5 m and are represented by carbonate rocks of the Vereya horizon of porous-fractured type. The density of the existing perforation is 10 holes per linear meter of the well. The well was decommissioned at a current liquid flow rate of 0.34 t/day, an oil flow rate of 0.25 t/day, and a water cut of 26.01%.
Остановили скважину. Подняли глубинно-насосное оборудование. Собирают и спускают в скважину компоновку: пакер ПРО-ЯМО + фильтр + патрубки + упорный пакер (расстояние между резинками пакеров 5 метров) + лифт на НКТ до глубины 1102,0 м с посадкой нижнего пакера на глубине 1102,0 м. Вызвали циркуляцию технологической жидкостью и промыли скважину до выхода чистой жидкости в желобную емкость.The well was shut down. Raised the deep-pumping equipment. The assembly is assembled and lowered into the well: PRO-YAMO packer + filter + nozzles + thrust packer (distance between the rubber bands of the packers is 5 meters) + tubing lift to a depth of 1102.0 m with the lower packer set at a depth of 1102.0 m. liquid and washed the well until clean liquid exits into the trough tank.
Определили приемистость обрабатываемого пласта: 76,39 л/мин. Начальное давление закачки составило 0 атм., конечное давление закачки составило 11 атм.The injectivity of the treated formation was determined: 76.39 l/min. The initial injection pressure was 0 atm., the final injection pressure was 11 atm.
Приготовили нефтекислотную эмульсию в бункере ЦА-320 из расчета 1 м эмульсии на 1 м обрабатываемого интервала. Размешали в бункере ЦА-320 сырую нефть и HCI-12% в соотношение 1:1 (50% сырой нефти и 50% HCl -12%) на 4 скорости в течении 1 часа до образования густой эмульсии. Объем приготовленной нефтекислотной эмульсии составил 2 м3.Prepared oil-acid emulsion in the bunker TsA-320 at the rate of 1 m of emulsion per 1 m of the treated interval. Crude oil and HCI-12% were mixed in the hopper TsA-320 in a ratio of 1:1 (50% crude oil and 50% HCl -12%) at 4 speeds for 1 hour until a thick emulsion was formed. The volume of the prepared oil-acid emulsion was 2 m 3 .
Интервал обработки 1099,0-1101,0 м. Через ЦА-320 довели нефтекислотную эмульсию до пласта с расходом 1 л/с, посадили верхний пакер и продавливают эмульсию технологической жидкостью в пласт в объеме 3,3 м3. Начальное давление закачки составило 0 атм., конечное давление закачки составило 54 атм.The processing interval is 1099.0-1101.0 m. Through TsA-320, the oil-acid emulsion was brought to the formation with a flow rate of 1 l/s, the upper packer was set, and the emulsion was forced into the formation with process fluid in a volume of 3.3 m 3 . The initial injection pressure was 0 atm., the final injection pressure was 54 atm.
Закачали кислотную композицию HCl -12% в скважину в соотношении 5 м3 на 1 м обрабатываемого интервала в непрерывном режиме. Начальное давление закачки составило 51 атм, конечное давление закачки составило 22 атм. Общий объем закаченной кислоты составил 10 м3. Продавили кислотную композицию в пласт технологической жидкостью в объеме 3,3 м3 до полного освобождения ствола скважины от кислоты. Оставили скважину на реагирование на 8 часов.Pumped acid composition HCl -12% into the well at a ratio of 5 m 3 per 1 m of the treated interval in a continuous mode. The initial injection pressure was 51 atm, the final injection pressure was 22 atm. The total volume of injected acid was 10 m 3 . The acid composition was forced into the formation with a process fluid in a volume of 3.3 m 3 until the wellbore was completely free of acid. They left the well to respond for 8 hours.
Произвели извлечение продуктов реакции свабированием: Нн=320 м Нк=900 м, объем откаченной жидкости составил 20 м3 (продукты реакции, вода, нефть).Made the extraction of the reaction products by swabbing: Hn=320 m Hk=900 m, the volume of pumped liquid was 20 m 3 (reaction products, water, oil).
Сорвали пакера и спустили компоновку: пакер ПРО-ЯМО + фильтр + патрубки + упорный пакер (расстояние между резинками пакеров 5 метров) + лифт на насосно-компрессорные трубы до глубины 1119,0 м с посадкой нижнего пакера на глубине 1119,0 м.The packer was torn off and the assembly was lowered: PRO-YAMO packer + filter + branch pipes + thrust packer (distance between packer rubber bands 5 meters) + lift to tubing to a depth of 1119.0 m with the landing of the lower packer at a depth of 1119.0 m.
Определили приемистость обрабатываемого пласта: 73 л/мин. Начальное давление закачки составило 0 атм., конечное давление закачки составило 15 атм.The injectivity of the treated formation was determined: 73 l/min. The initial injection pressure was 0 atm., the final injection pressure was 15 atm.
Приготовили нефтекислотную эмульсию в бункере ЦА-320 из расчета 1 м3 эмульсии на 1 м обрабатываемого интервала. Размешали в бункере ЦА-320 товарную нефть и HCl -12% в соотношение 1:1 (50% HCl -12% и 50% товарной нефти) на 4 скорости в течении 1 часа до образования густой эмульсии. Объем приготовленной нефтекислотной эмульсии составил 2,5 м3.Prepared petroacid emulsion in the bunker TsA-320 at the rate of 1 m 3 emulsion per 1 m of the treated interval. Commercial oil and HCl -12% were mixed in the bunker TsA-320 in a ratio of 1:1 (50% HCl -12% and 50% commercial oil) at 4 speeds for 1 hour until a thick emulsion was formed. The volume of the prepared oil-acid emulsion was 2.5 m 3 .
Интервал обработки 1115,0-1117,5 м. Через ЦА-320 довели нефтекислотную эмульсию до пласта с расходом 1 л/с, посадили верхний пакер и продавливают эмульсию технологической жидкостью в пласт в объеме 3,4 м3. Начальное давление закачки составило 0 атм., конечное давление закачки составило 58 атм.The treatment interval is 1115.0-1117.5 m. Through TsA-320, the oil-acid emulsion was brought to the formation with a flow rate of 1 l/s, the upper packer was set, and the emulsion was forced into the formation with process fluid in a volume of 3.4 m 3 . The initial injection pressure was 0 atm., the final injection pressure was 58 atm.
Закачали кислотную композицию HCl -12% + 0,2%МЛ-81Б + реагент контроля железа в скважину в соотношении 8 м3 на 1 м обрабатываемого интервала в непрерывном режиме. Начальное давление закачки составило 55 атм, конечное давление закачки составило 35 атм. Общий объем закаченной кислоты составил 20 м3. Продавили кислотную композицию в пласт технологической жидкостью в объеме 3,4 м3 до полного освобождения ствола скважины от кислоты. Оставили скважину на реагирование на 8 часов.Pumped acid composition HCl -12% + 0.2%ML-81B + iron control reagent into the well at a ratio of 8 m 3 per 1 m of the treated interval in a continuous mode. The initial injection pressure was 55 atm, the final injection pressure was 35 atm. The total volume of injected acid was 20 m 3 . The acid composition was forced into the formation with a process fluid in a volume of 3.4 m 3 until the wellbore was completely free of acid. They left the well to respond for 8 hours.
Произвели извлечение продуктов реакции свабированием: Нн=250 м Нк=900 м, объем откаченной жидкости составил 35 м3 (продукты реакции, эмульсия, нефть).Made the extraction of the reaction products by swabbing: Hn=250 m Hk=900 m, the volume of pumped liquid was 35 m 3 (reaction products, emulsion, oil).
Сорвали оба пакера и провели свабирование общим фильтром: Нн=300 м, Нк=900 м, объем откаченной жидкости составил 10 м3 (эмульсия, нефть). Отобрали пробу и провели анализ на определение водородного показателя: рН=6,58. Подняли компоновку для проведения ОПЗ, спустили глубинно-насосное оборудование и запустили скважину в работу. Показатели после мероприятия составили: дебит жидкости 4,43 т/сут., дебите нефти 2,55 т/сут., обводненности 42,38%. Прирост дебита нефти составил 2,3 т.Both packers were torn off and swabbing was carried out with a common filter: Нн=300 m, Нк=900 m, the volume of pumped liquid was 10 m 3 (emulsion, oil). A sample was taken and analyzed to determine the pH: pH=6.58. The assembly was raised for BHT, the downhole pumping equipment was lowered and the well was put into operation. The indicators after the event were: liquid flow rate 4.43 t/day, oil flow rate 2.55 t/day, water cut 42.38%. The increase in oil production amounted to 2.3 tons.
По предложенному способу было обработано 11 скважин. В результате обработки прирост дебита в скважинах составил: 3,0-4,0 т/сут с продолжительностью эффекта более 8-ми месяцев. При выполнении традиционных обработок призабойной зоны скважины в аналогичных условиях прирост дебита скважины составлял не более 1,0-2,0 т/сут и продолжительностью не более 1-3 месяцев.According to the proposed method, 11 wells were processed. As a result of treatment, the increase in production rate in wells amounted to: 3.0-4.0 tons/day with an effect duration of more than 8 months. When performing traditional treatments of the bottomhole zone of a well under similar conditions, the increase in well production rate was no more than 1.0-2.0 tons/day and lasted no more than 1-3 months.
Таким образом, предложенный способ позволяет значительно качественнее провести обработку призабойной зоны скважин за счет поинтервальной обработки каждого продуктивного пропластка и обеспечении возможности эффективного использования больших объемов соляно-кислотной композиции в совокупности с нефтекислотной эмульсией, что не снижает и даже повышает эффективность обработки скважин. Применение двухпакерной компоновки, в свою очередь, снижает число спускоподъемных операций, что значительно упрощает способ, обеспечивает его более оперативную реализацию и снижает конечную стоимость проведения ОПЗ.Thus, the proposed method makes it possible to significantly improve the treatment of the bottomhole zone of wells due to the interval treatment of each productive interlayer and the possibility of effectively using large volumes of hydrochloric acid composition in combination with an oil-acid emulsion, which does not reduce and even increases the efficiency of well treatment. The use of a two-packer layout, in turn, reduces the number of tripping operations, which greatly simplifies the method, ensures its more efficient implementation and reduces the final cost of BHT.
Claims (1)
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2021111721A RU2021111721A (en) | 2022-10-24 |
| RU2784698C2 true RU2784698C2 (en) | 2022-11-29 |
Family
ID=
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5207778A (en) * | 1991-10-24 | 1993-05-04 | Mobil Oil Corporation | Method of matrix acidizing |
| RU2258803C1 (en) * | 2004-04-14 | 2005-08-20 | Дыбленко Валерий Петрович | Production bed treatment method |
| RU2554962C1 (en) * | 2014-05-08 | 2015-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for interval acidising of horizontal well using carbonate reservoir |
| RU2572401C2 (en) * | 2014-05-15 | 2016-01-10 | Виталий Юрьевич Федоренко | Multifunctional acid composition for treatment of bottomhole formation zone and method of acid treatment for bottomhole formation zone |
| RU2600137C1 (en) * | 2015-07-13 | 2016-10-20 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) | Method of process well treatment |
| RU2618249C1 (en) * | 2016-03-11 | 2017-05-03 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of interval productive formation treatment in open horizontal bore of well |
| RU2623380C1 (en) * | 2016-04-25 | 2017-06-26 | Общество С Ограниченной Ответственностью Научно-Производственное Предприятие "Икар" | Method for acid treatment of bottomhole well zone |
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5207778A (en) * | 1991-10-24 | 1993-05-04 | Mobil Oil Corporation | Method of matrix acidizing |
| RU2258803C1 (en) * | 2004-04-14 | 2005-08-20 | Дыбленко Валерий Петрович | Production bed treatment method |
| RU2554962C1 (en) * | 2014-05-08 | 2015-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for interval acidising of horizontal well using carbonate reservoir |
| RU2572401C2 (en) * | 2014-05-15 | 2016-01-10 | Виталий Юрьевич Федоренко | Multifunctional acid composition for treatment of bottomhole formation zone and method of acid treatment for bottomhole formation zone |
| RU2600137C1 (en) * | 2015-07-13 | 2016-10-20 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) | Method of process well treatment |
| RU2618249C1 (en) * | 2016-03-11 | 2017-05-03 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of interval productive formation treatment in open horizontal bore of well |
| RU2623380C1 (en) * | 2016-04-25 | 2017-06-26 | Общество С Ограниченной Ответственностью Научно-Производственное Предприятие "Икар" | Method for acid treatment of bottomhole well zone |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ЛОГИНОВ Б.Г. и др. Руководство по кислотным обработкам скважин, Москва, "Недра", 1966, с. 154-162. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4815791A (en) | Bedded mineral extraction process | |
| RU2312212C1 (en) | Development method for oil field with carbonate reservoir | |
| RU2304710C1 (en) | Well bottom zone treatment process | |
| US4428424A (en) | Method of improving oil/water production ratio | |
| RU2599156C1 (en) | Method of interval treatment of bottom hole zone of horizontal well shaft | |
| RU2784698C2 (en) | Method for technological processing of wells | |
| US4397353A (en) | Method for vertical fracture growth control | |
| RU2084621C1 (en) | Method for treating bottom-hole zone of injection well | |
| US2818119A (en) | Method for completing and working over wells | |
| RU2743478C1 (en) | Difficult turonian gas production method | |
| RU2733869C1 (en) | Method for development of a domanic oil reservoir | |
| Kristensen et al. | Laboratory evaluation and field tests of a silicate gel system intended for use under North Sea conditions | |
| US3482633A (en) | Method of fracturing formations in a well | |
| RU2740986C1 (en) | Method of restoration of water-flooded gas or gas condensate well after hydraulic fracturing of formation | |
| Wyman et al. | Analyses of an Elmworth hydraulic fracture in Alberta | |
| RU2732424C2 (en) | Method of drilling formations with abnormally high formation pressure and preventing collapsed well casing string during operation thereof | |
| RU2459936C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2551612C1 (en) | Method of acid treatment of oil reservoir | |
| RU2597596C1 (en) | Method for uniform extraction stratified reservoir | |
| SU1627673A1 (en) | Method of developing oil pool | |
| RU2164590C1 (en) | Process of exploitation of oil field | |
| RU2812976C1 (en) | Method for developing oil deposits | |
| RU2713026C1 (en) | Development method of low-permeable reservoir of oil deposit | |
| RU2762321C1 (en) | Technology for the development of a highly permeable reservoir bed saturated with gas and underlain by reservoir water | |
| Tindell et al. | Evolution of fracturing the Cotton Valley sands in Oak Hill field |