RU2318999C1 - Способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтальной скважины - Google Patents
Способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтальной скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2318999C1 RU2318999C1 RU2007107683/03A RU2007107683A RU2318999C1 RU 2318999 C1 RU2318999 C1 RU 2318999C1 RU 2007107683/03 A RU2007107683/03 A RU 2007107683/03A RU 2007107683 A RU2007107683 A RU 2007107683A RU 2318999 C1 RU2318999 C1 RU 2318999C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- coiled tubing
- acid solution
- pipe
- zone
- Prior art date
Links
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны в горизонтальных стволах скважин. Обеспечивает повышение продуктивности горизонтальной скважины, вскрывшей пласт с повышенной неоднородностью. Сущность изобретения: при поинтервальной обработке призабойной зоны горизонтальной скважины определяют зоны горизонтального не обсаженного ствола скважины с различной нефтенасыщенностью и проницаемостью. Колонну насосно-компрессорных труб размещают в обсаженной вертикальной части скважины. Внутри колонны насосно-компрессорных труб размещают безмуфтовую трубу колтюбинга. Конец трубы колтюбинга размещают напротив зоны пласта с минимальной нефтенасыщенностью и проницаемостью. Закачивают в скважину через безмуфтовую трубу колтюбинга раствор кислоты. Поднимают безмуфтовую трубу колтюбинга в обсаженную зону скважины. Продавливают по колонне насосно-компрессорных труб раствор кислоты в пласт. Далее размещают конец безмуфтовой трубы колтюбинга последовательно по зонам пласта с возрастающей нефтенасыщенностью и проницаемостью. Напротив каждой зоны закачивают в скважину через безмуфтовую трубу колтюбинга раствор кислоты. Поднимают безмуфтовую трубу колтюбинга в обсаженную зону скважины. Продавливают по колонне насосно-компрессорных труб раствор кислоты в пласт. Проводят технологическую выдержку. Выполняют свабирование. Продавку раствора кислоты ведут с расходом 3-4 м3/час. при давлении на устье скважины 1-3 МПа.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны в горизонтальных стволах скважин.
Известен способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтальной скважины, согласно которому по всей длине отклоненного ствола определяют пористость, проницаемость и нефтенасыщенность приствольной зоны. По ним устанавливают интервалы с пониженной проницаемостью, оценивают степень кавернозности и диаметры ствола на их концах. С учетом характеристик выявленных интервалов на поверхности монтируют трубную компоновку, на конце которой устанавливают кольцевое седло под запорный шар, на обоих концах - гидравлические пакеры. Между ними в трубе компоновки выполняют радиальный сквозной калиброванный канал. Крепят трубную компоновку на конце колонны труб и спускают их в скважину до устья отклоненного ствола. При незапакерованных пакерах производят обратную или прямую промывку ствола. Вслед за этим закачивают в скважину кислоту в объеме, равном объему первого интервала обработки. Сбрасывают запорный шар, запакеровывают с обоих концов первый от забоя интервал ствола с пониженной проницаемостью и одновременно задавливают в него кислоту, после чего оставляют скважину на реакции. Затем оба пакера распакеровывают, проводят обратную промывку ствола. Удаляют продукты реакции и поднимают на поверхность запорный шар. Путем приподнимания колонны труб трубную компоновку с пакерами переводят в обратном от забоя направлении в зону второго от забоя интервала с пониженной проницаемостью и повторяют указанные выше операции. Поочередно проводят операции с каждым интервалом обработки. Повышается эффективность обработки приствольной зоны отклоненного ствола за счет избирательного воздействия на каждый интервал при одноразовом спуске устройства для обработки (Патент РФ №2247832, кл. Е21В 43/27, опубл. 2005.03.10).
Известный способ не позволяет в достаточной степени увеличить продуктивность скважины.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтальной скважины, заключающийся в следующем. Осуществляют поинтервальную закачку в призабойную зону раствора кислоты. Очередность закачки устанавливают от дальнего интервала к интервалу, ближайшему к вертикальному стволу скважины. Закачку ведут через колонну насосно-компрессорных труб. При обработке очередного интервала перемещают конец колонны насосно-компрессорных труб к обрабатываемому интервалу. В каждый обрабатываемый интервал закачивают раствор кислоты и водный раствор эмульгатора.
Закачку растворов кислоты и эмульгатора проводят с расходом 24-35 м3/сут и при давлении на устье на колонне насосно-компрессорных труб 0,8-1,5 МПа. Проводят технологическую выдержку не более 3 ч и выполняют свабирование до депрессии на забое скважины не ниже 3 МПа (Патент РФ № 2278966, кл. Е21В 43/27, опубл. 2006.06.27).
Известный способ позволяет повысить продуктивность скважины, однако малоэффективен при обработке скважины, вскрывшей продуктивный пласт с повышенной неоднородностью.
В изобретении решается задача повышения продуктивности горизонтальной скважины, вскрывшей пласт с повышенной неоднородностью.
Задача решается тем, что в способе поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтальной скважины, включающем поинтервальную закачку через колонну насосно-компрессорных труб в скважину раствора кислоты, продавку раствора кислоты в пласт, проведение технологической выдержки и свабирование, согласно изобретению, колонну насосно-компрессорных труб размещают в обсаженной вертикальной части скважины, внутри колонны насосно-компрессорных труб размещают безмуфтовую трубу колтюбинга, определяют зоны горизонтального не обсаженного ствола скважины с различной нефтенасыщенностью и проницаемостью, конец трубы колтюбинга размещают напротив зоны пласта с минимальной нефтенасыщенностью и проницаемостью, закачивают в скважину через безмуфтовую трубу колтюбинга раствор кислоты, поднимают безмуфтовую трубу колтюбинга в обсаженную зону скважины, продавливают по колонне насосно-компрессорных труб раствор кислоты в пласт, далее размещают конец безмуфтовой трубы колтюбинга последовательно по зонам пласта с возрастающей нефтенасыщенностью и проницаемостью, напротив каждой зоны закачивают в скважину через безмуфтовую трубу колтюбинга раствор кислоты, поднимают безмуфтовую трубу колтюбинга в обсаженную зону скважины и продавливают по колонне насосно-компрессорных труб раствор кислоты в пласт, при этом продавку раствора кислоты ведут с расходом 3-4 м3/час при давлении на устье скважины 1-3 МПа.
Признаками изобретения являются:
1) поинтервальная закачка через колонну насосно-компрессорных труб в скважину раствора кислоты;
2) продавка раствора кислоты в пласт;
3) проведение технологической выдержки;
4) свабирование;
5) размещение колонны насосно-компрессорных труб в обсаженной вертикальной части скважины;
6) размещение внутри колонны насосно-компрессорных труб безмуфтовой трубы колтюбинга;
7) определение зон горизонтального необсаженного ствола скважины с различной нефтенасыщенностью и проницаемостью;
8) размещение конца трубы колтюбинга напротив зоны пласта с минимальной нефтенасыщенностью и проницаемостью;
9) закачка в скважину через безмуфтовую трубу колтюбинга раствора кислоты;
10) подъем безмуфтовой трубы колтюбинга в обсаженную зону скважины;
11) продавка по колонне насосно-компрессорных труб раствора кислоты в пласт;
12) далее размещение конца безмуфтовой трубы колтюбинга последовательно по зонам пласта с возрастающей нефтенасыщенностью и проницаемостью, напротив каждой зоны закачка в скважину через безмуфтовую трубу колтюбинга раствора кислоты, подъем безмуфтовой трубы колтюбинга в обсаженную зону скважины и продавливание по колонне насосно-компрессорных труб раствора кислоты в пласт;
13) продавка раствора кислоты с расходом 3-4 м3/час;
14) то же при давлении на устье скважины 1-3 МПа.
Признаки 1-4 являются общими с прототипом, признаки 5-14 являются существенными отличительными признаками изобретения.
Сущность изобретения
При эксплуатации нефтедобывающих и нагнетательных горизонтальных скважин происходит отложение кольматирующих элементов, снижающих проницаемость призабойной зоны и, как следствие, уменьшение продуктивности скважин. Традиционно применяемые технологии поинтервальной обработки призабойной зоны раствором соляной кислоты приводит к минимальному эффекту. В изобретении решается задача повышения продуктивности горизонтальной скважины, вскрывшей пласт с повышенной неоднородностью. Задача решается следующим образом.
При поинтервальной обработке призабойной зоны горизонтальной скважины определяют зоны горизонтального необсаженного ствола скважины с различной нефтенасыщенностью и проницаемостью. Колонну насосно-компрессорных труб размещают в обсаженной вертикальной части скважины. Внутри колонны насосно-компрессорных труб размещают безмуфтовую трубу колтюбинга. Конец трубы колтюбинга размещают напротив зоны пласта с минимальной нефтенасыщенностью и проницаемостью. Закачивают в скважину через безмуфтовую трубу колтюбинга раствор кислоты. Поднимают безмуфтовую трубу колтюбинга в обсаженную зону скважины. Продавливают по колонне насосно-компрессорных труб раствор кислоты в пласт. Далее размещают конец безмуфтовой трубы колтюбинга последовательно по зонам пласта с возрастающей нефтенасыщенностью и проницаемостью. Напротив каждой зоны закачивают в скважину через безмуфтовую трубу колтюбинга раствор кислоты. Поднимают безмуфтовую трубу колтюбинга в обсаженную зону скважины. Продавливают по колонне насосно-компрессорных труб раствор кислоты в пласт. Проводят технологическую выдержку не более 3 час. Выполняют свабирование до депрессии на забое скважины не ниже 3 МПа.
Продавку раствора кислоты ведут с расходом 3-4 м3/час при давлении на устье скважины 1-3 МПа. В качестве раствора кислоты используют 10-15%-ный раствор соляной кислоты.
Пример конкретного выполнения
Проводят поинтервальную обработку призабойной зоны нефтедобывающей горизонтальной скважины длиной 250 м. Определяют зоны горизонтального необсаженного ствола скважины с различной нефтенасыщенностью и проницаемостью. Выявляют три зоны с нефтенасыщенностью (д. ед.) и проницаемостью (мД) соответственно 0,859 и 27,6, 0,887 и 41, 0,892 и 43,6. Низ колонны насосно-компрессорных труб размещают в обсаженной вертикальной части скважины на глубине обсаженной колонны. Внутри колонны насосно-компрессорных труб размещают безмуфтовую трубу колтюбинга.
Нижний конец трубы колтюбинга размещают напротив зоны пласта с минимальной нефтенасыщенностью и проницаемостью 0,859 и 27,6. Закачивают в скважину через безмуфтовую трубу колтюбинга 12%-ный раствор соляной кислоты в объеме 20 м3. Поднимают безмуфтовую трубу колтюбинга в обсаженную зону скважины. Продавливают нефтью по колонне насосно-компрессорных труб раствор кислоты в пласт с расходом 3 м3/час при давлении на устье 1 МПа.
Размещают конец безмуфтовой трубы колтюбинга в зоне со следующей по величине нефтенасыщенностью и проницаемостью 0,887 и 41. Напротив этой зоны закачивают в скважину через безмуфтовую трубу колтюбинга 12%-ный раствор соляной кислоты в объеме 25 м3. Поднимают безмуфтовую трубу колтюбинга в обсаженную зону скважины. Продавливают по колонне насосно-компрессорных труб раствор кислоты в пласт с расходом 3,5 м3/час при давлении на устье 2 МПа.
Размещают конец безмуфтовой трубы колтюбинга в зоне со следующей по величине нефтенасыщенностью и проницаемостью 0,892 и 43,6. Напротив этой зоны закачивают в скважину через безмуфтовую трубу колтюбинга 12%-ный раствор соляной кислоты в объеме 30 м3. Поднимают безмуфтовую трубу колтюбинга в обсаженную зону скважины. Продавливают по колонне насосно-компрессорных труб раствор кислоты в пласт с расходом 4 м3/час при давлении на устье 3 МПа.
Проводят технологическую выдержку не более 3 час. Выполняют свабирование до депрессии на забое скважины не ниже 3 МПа.
В результате дебит скважины составил 12 м3/сут. В аналогичных условиях при выполнении работ по прототипу дебит скважины не превышал 4 м3/сут.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения продуктивности горизонтальной скважины, вскрывшей пласт с повышенной неоднородностью.
Claims (1)
- Способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтальной скважины, включающий поинтервальную закачку через колонну насосно-компрессорных труб в скважину раствора кислоты, продавку раствора кислоты в пласт, проведение технологической выдержки и свабирование, отличающийся тем, что колонну насосно-компрессорных труб размещают в обсаженной вертикальной части скважины, внутри колонны насосно-компрессорных труб размещают безмуфтовую трубу колтюбинга, определяют зоны горизонтального необсаженного ствола скважины с различными нефтенасыщенностью и проницаемостью, конец трубы колтюбинга размещают напротив зоны пласта с минимальными нефтенасыщенностью и проницаемостью, закачивают в скважину через безмуфтовую трубу колтюбинга раствор кислоты, поднимают безмуфтовую трубу колтюбинга в обсаженную зону скважины, продавливают по колонне насосно-компрессорных труб раствор кислоты в пласт, далее размещают конец безмуфтовой трубы колтюбинга последовательно по зонам пласта с возрастающими нефтенасыщенностью и проницаемостью, напротив каждой зоны закачивают в скважину через безмуфтовую трубу колтюбинга раствор кислоты, поднимают безмуфтовую трубу колтюбинга в обсаженную зону скважины и продавливают по колонне насосно-компрессорных труб раствор кислоты в пласт, при этом продавку раствора кислоты ведут с расходом 3-4 м3/ч при давлении на устье скважины 1-3 МПа.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007107683/03A RU2318999C1 (ru) | 2007-03-01 | 2007-03-01 | Способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтальной скважины |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007107683/03A RU2318999C1 (ru) | 2007-03-01 | 2007-03-01 | Способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтальной скважины |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2318999C1 true RU2318999C1 (ru) | 2008-03-10 |
Family
ID=39280966
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2007107683/03A RU2318999C1 (ru) | 2007-03-01 | 2007-03-01 | Способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтальной скважины |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2318999C1 (ru) |
Cited By (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2459948C1 (ru) * | 2011-03-14 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Способ поинтервальной обработки призабойной зоны пластов нефтегазовой скважины (варианты) |
| RU2490442C1 (ru) * | 2012-10-04 | 2013-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ заканчивания скважины |
| RU2541986C1 (ru) * | 2014-04-28 | 2015-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ заканчивания скважины |
| RU2554962C1 (ru) * | 2014-05-08 | 2015-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ поинтервальной кислотной обработки горизонтальной скважины, эксплуатирующей карбонатный коллектор |
| RU2565293C1 (ru) * | 2014-10-07 | 2015-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ обработки продуктивного карбонатного пласта |
| RU2570159C1 (ru) * | 2014-11-25 | 2015-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ обработки продуктивного карбонатного пласта |
| RU2570179C1 (ru) * | 2014-11-17 | 2015-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ поинтервальной обработки продуктивного пласта с открытым горизонтальным стволом скважины |
| RU2579042C1 (ru) * | 2015-02-10 | 2016-03-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ кислотной обработки карбонатного пласта |
| RU2588108C1 (ru) * | 2015-10-05 | 2016-06-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ заканчивания горизонтальной скважины |
| RU2601960C1 (ru) * | 2015-10-07 | 2016-11-10 | Сергей Андреевич Казанцев | Способ обработки призабойной зоны скважины |
| CN114059988A (zh) * | 2021-12-29 | 2022-02-18 | 成都北方石油勘探开发技术有限公司 | 一种裸眼水平井的分段酸化方法及分段酸化*** |
-
2007
- 2007-03-01 RU RU2007107683/03A patent/RU2318999C1/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2459948C1 (ru) * | 2011-03-14 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Способ поинтервальной обработки призабойной зоны пластов нефтегазовой скважины (варианты) |
| RU2490442C1 (ru) * | 2012-10-04 | 2013-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ заканчивания скважины |
| RU2541986C1 (ru) * | 2014-04-28 | 2015-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ заканчивания скважины |
| RU2554962C1 (ru) * | 2014-05-08 | 2015-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ поинтервальной кислотной обработки горизонтальной скважины, эксплуатирующей карбонатный коллектор |
| RU2565293C1 (ru) * | 2014-10-07 | 2015-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ обработки продуктивного карбонатного пласта |
| RU2570179C1 (ru) * | 2014-11-17 | 2015-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ поинтервальной обработки продуктивного пласта с открытым горизонтальным стволом скважины |
| RU2570159C1 (ru) * | 2014-11-25 | 2015-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ обработки продуктивного карбонатного пласта |
| RU2579042C1 (ru) * | 2015-02-10 | 2016-03-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ кислотной обработки карбонатного пласта |
| RU2588108C1 (ru) * | 2015-10-05 | 2016-06-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ заканчивания горизонтальной скважины |
| RU2601960C1 (ru) * | 2015-10-07 | 2016-11-10 | Сергей Андреевич Казанцев | Способ обработки призабойной зоны скважины |
| CN114059988A (zh) * | 2021-12-29 | 2022-02-18 | 成都北方石油勘探开发技术有限公司 | 一种裸眼水平井的分段酸化方法及分段酸化*** |
| CN114059988B (zh) * | 2021-12-29 | 2023-06-06 | 成都北方石油勘探开发技术有限公司 | 一种裸眼水平井的分段酸化方法及分段酸化*** |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2318999C1 (ru) | Способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтальной скважины | |
| US11634977B2 (en) | Well injection and production method and system | |
| US7278486B2 (en) | Fracturing method providing simultaneous flow back | |
| CA2517494C (en) | Well product recovery process | |
| US9249652B2 (en) | Controlled fracture initiation stress packer | |
| US7401652B2 (en) | Multi-perf fracturing process | |
| US20080047707A1 (en) | Method and system for treating a subterranean formation | |
| RU2566542C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва продуктивного пласта с глинистым прослоем и подошвенной водой | |
| RU2533393C1 (ru) | Способ большеобъемной кислотной обработки карбонатного пласта | |
| RU2547892C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины | |
| CN111911127B (zh) | 一种压裂加砂方法 | |
| EP1704300B1 (en) | Method of stimulating long horizontal wells to improve well productivity | |
| WO2020243172A1 (en) | Proppant-free hydraulic fracturing | |
| RU2448240C1 (ru) | Способ разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах с водонефтяными зонами | |
| RU2288356C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны горизонтальной скважины | |
| RU2599156C1 (ru) | Способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтального ствола скважины | |
| RU2418162C1 (ru) | Способ повышения проницаемости пласта при добыче высоковязкой нефти | |
| US20140345869A1 (en) | Moving liner fracturing method | |
| RU2534262C1 (ru) | Способ поинтервальной обработки призабойной зоны пластов газовой скважины | |
| RU2630514C1 (ru) | Способ эксплуатации продуктивного и водоносного пластов, разделённых непроницаемым пропластком, скважиной с горизонтальными стволами и с трещинами гидравлического разрыва пласта | |
| RU2261991C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| RU2551612C1 (ru) | Способ кислотной обработки нефтяного пласта | |
| US9410413B2 (en) | Well system with annular space around casing for a treatment operation | |
| RU2595114C1 (ru) | Способ разработки карбонатного коллектора горизонтальными скважинами | |
| RU2708747C1 (ru) | Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20140302 |