RU2570179C1 - Method of interval-by-interval treatment of producing formation with open horizontal borehole - Google Patents
Method of interval-by-interval treatment of producing formation with open horizontal borehole Download PDFInfo
- Publication number
- RU2570179C1 RU2570179C1 RU2014146075/03A RU2014146075A RU2570179C1 RU 2570179 C1 RU2570179 C1 RU 2570179C1 RU 2014146075/03 A RU2014146075/03 A RU 2014146075/03A RU 2014146075 A RU2014146075 A RU 2014146075A RU 2570179 C1 RU2570179 C1 RU 2570179C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- acid composition
- volume
- acid
- interval
- rock
- Prior art date
Links
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к интенсификации скважинной добычи нефти из скважин с открытым горизонтальным стволом.The invention relates to the oil industry, in particular, to the intensification of downhole oil production from wells with open horizontal bore.
Известен способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтальной скважины (патент РФ №2318999, МПК E21B 43/27, E21B 43/18, опубл. Бюл. изобретений №7, 10.03.2008 г.), заключающийся в том, что закачка кислоты проводится через трубу колтюбинга последовательно, начиная от зон пласта с меньшей нефтенасыщенностью и проницаемостью и заканчивая высокопроницаемыми зонами с высокой нефтенасыщенностью.A known method of interval processing of the bottom-hole zone of a horizontal well (RF patent No. 2318999, IPC E21B 43/27, E21B 43/18, publ. Bull. Inventions No. 7, 03/10/2008), which consists in the fact that the injection of acid is carried out through a pipe coiled tubing sequentially, starting from zones of a formation with lower oil saturation and permeability to high-permeability zones with high oil saturation.
Недостатком данного способа является отсутствие препятствий, ограничивающих движение кислоты вдоль ствола скважины. Важным фактором является поинтервальность обработки, увеличивающая вероятность более полного воздействия кислотными составами на заданный интервал пласта. В скважинах, вскрывших неоднородный пласт, закачиваемые кислотные составы проникают преимущественно в высокопроницаемые трещиноватые зоны, при этом низкопроницаемые нефтенасыщенные зоны останутся практически необработанными. Для предотвращения проникновения кислоты в высокопроницаемые зоны необходимо применять различные высоковязкие материалы или другие методы.The disadvantage of this method is the absence of obstacles restricting the movement of acid along the wellbore. An important factor is the processing interval, which increases the likelihood of a more complete exposure to acid formulations at a given interval in the formation. In wells that have opened a heterogeneous reservoir, injected acid compositions penetrate mainly into highly permeable fractured zones, while low-permeable oil-saturated zones will remain practically untreated. To prevent the penetration of acid into highly permeable zones, it is necessary to use various highly viscous materials or other methods.
Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является способ поинтервальной обработки продуктивного пласта через открытый горизонтальный ствол скважины и устройство для его осуществления (патент РФ №2247832, МПК E21B 43/27, опубл. Бюл. изобретений №7, 10.03.2005 г.). Способ включает спуск в скважину колонны труб с пакерами, прокачку кислоты по колонне труб, перекрытие пакерами интервалов обработки пласта с пониженной проницаемостью и продавку в них под давлением кислоты.The closest technical solution to the proposed one is a method for interval processing of a productive formation through an open horizontal wellbore and a device for its implementation (RF patent No. 2247832, IPC E21B 43/27, publ. Bull. Invention No. 7, 03/10/2005). The method includes lowering a pipe string with packers into the well, pumping acid through the pipe string, closing the processing intervals of the formation with reduced permeability by packers and pumping acid into them under pressure.
Недостатком способа является выбор интервалов только с пониженной проницаемостью, который производится по данным геофизических исследований. Современные геофизические приборы для определения проницаемости не могут выявить положение небольших по размерам, но высокопроницаемых трещин. При наличии таких трещин значительная часть кислоты, закачиваемой в процессе выполнения способа, будет поглощаться этими трещинами. При этом остальная часть низкопроницаемого интервала не будет подвергаться кислотному воздействию, что снижает эффективность способа.The disadvantage of this method is the choice of intervals only with reduced permeability, which is performed according to geophysical research. Modern geophysical instruments for determining permeability cannot detect the position of small-sized, but highly permeable cracks. In the presence of such cracks, a significant portion of the acid injected during the process will be absorbed by these cracks. However, the rest of the low permeability interval will not be exposed to acid exposure, which reduces the effectiveness of the method.
Для получения значимого результата не достаточно проводить обработку только интервалов с пониженной проницаемостью, увеличивая их радиус открытого ствола в процессе растворения породы. Неизменный радиус в остальных участках открытого ствола останется потенциалом для повышения эффективности прототипа.To obtain a meaningful result, it is not enough to process only the intervals with reduced permeability, increasing their radius of the open hole in the process of dissolution of the rock. The constant radius in the remaining sections of the open trunk will remain a potential for increasing the efficiency of the prototype.
В известном способе для обработки выбранного интервала применяют разовую закачку расчетного объема кислоты. Контакт кислоты с пластовыми флюидами и стенкой породы при движении через поровое пространство вызывает образование сложных структур из тяжелых углеводородов, высоковязкой эмульсии пластовой воды и нефти, нерастворимых солей, перераспределение кислоты в водонасыщенные зоны. Образованные в процессе закачки первой части кислоты вещества препятствуют эффективному воздействию кислоты, поступающей следом на породу. Для эффективного кислотного воздействия требуется качественный отмыв всех вышеперечисленных продуктов с поверхности породы с последующей доставкой новых порций кислоты.In the known method for processing the selected interval, a one-time injection of the estimated volume of acid is used. The contact of acid with formation fluids and the rock wall when moving through the pore space causes the formation of complex structures from heavy hydrocarbons, a highly viscous emulsion of formation water and oil, insoluble salts, and redistribution of acid into water-saturated zones. The substances formed during the injection of the first part of the acid impede the effective action of the acid that follows the rock. Effective acid exposure requires high-quality washing of all of the above products from the rock surface with the subsequent delivery of new portions of acid.
Технической задачей, решаемой предлагаемым способом, является увеличение дебита нефти путем равномерной поинтервальной обработки интервалов с различной проницаемостью за счет увеличения радиуса открытого ствола и более эффективного воздействия порций кислоты с породой.The technical problem solved by the proposed method is to increase the oil production rate by uniformly interval processing intervals with different permeabilities by increasing the radius of the open hole and more effective exposure to portions of acid with the rock.
Указанная задача решается способом интенсификации скважинной добычи нефти, включающим спуск в скважину заглушенной снизу трубчатой колонны с пакерами и фильтрующими элементами между ними, перекрытие пакерами интервала обработки, определение его приемистости и закачку в него кислотного состава.This problem is solved by the method of intensification of downhole oil production, including the descent into the well of a tubular string, plugged from below, with packers and filter elements between them, overlapping the processing interval with the packers, determining its injectivity and pumping the acid composition into it.
Новым является то, что закачку кислотного состава с веществами, влияющими на полноту и скорость растворения породы в кислоте, ведут порционно с нарастанием объема каждой последующей порции с их продавкой углеводородным растворителем в объеме 30-50% от объема закачанной порции кислотного состава, причем перед закачкой в интервал обработки первой порции кислотного состава при приемистости более 1,0 м3/(МПа·ч) в него дополнительно закачивают текучий высоковязкий материал, снижающий не менее чем в полтора раза приемистость интервала обработки на время реагирования с породой всех порций кислотного состава, при этом объем первой порции кислотного состава определяют из условия полного растворения породы в интервале обработки до увеличения радиуса скважины не менее чем в 1,5-2,0 раза, а объем каждой последующей порции кислотного состава определяют из выражения:New is that the injection of the acid composition with substances that affect the completeness and rate of dissolution of the rock in acid is carried out portionwise with an increase in the volume of each subsequent portion with their sale of hydrocarbon solvent in the amount of 30-50% of the volume of the injected portion of the acid composition, and before injection in the processing window of the first portion of the acid composition at a pickup of 1.0 m 3 / (h · MPa) it is further pumped high viscosity flowable material, reducing at least a half times pickup processing interval during the reaction with the rock of all portions of the acid composition, the volume of the first portion of the acid composition is determined from the condition of complete dissolution of the rock in the processing interval to increase the radius of the well not less than 1.5-2.0 times, and the volume of each subsequent portion of the acid composition determined from the expression:
где Vкi - объем закачки i-й порции кислотного состава, м3;where V ki is the injection volume of the i-th portion of the acid composition, m 3 ;
Vк1 - объем закачки 1-й порции кислотного состава, м3;V K1 - injection volume of the 1st portion of the acid composition, m 3 ;
a - коэффициент растворения породы единичной массой кислотного состава;a is the coefficient of dissolution of the rock with a single mass of acid composition;
ρk - плотность кислотного состава, кг/м3;ρ k is the density of the acid composition, kg / m 3 ;
ρп - плотность породы, кг/м3,ρ p - rock density, kg / m 3 ,
закачку порций кислотных составов повторяют до получения суммарного объема 0,2-0,5 м3 на погонный метр интервала обработки, причем в последнюю порцию кислоты добавляют вещество, замедляющее скорость реакции кислоты не менее чем в 5-100 раз.the injection of portions of acidic compositions is repeated until a total volume of 0.2-0.5 m 3 per linear meter of the treatment interval is obtained, and a substance slowing down the reaction rate of the acid by at least 5-100 times is added to the last portion of the acid.
Способ реализуется следующим образом. Перед началом работ определяются интервалы с различной проницаемостью. На основании лабораторного тестирования образцов породы на растворимость и совместимость пластовых жидкостей с закачиваемыми составами подбирают оптимальные кислотные составы. Закачку кислотного состава с веществами, влияющими на полноту и скорость растворения породы в кислоте, ведут порционно с нарастанием объема каждой последующей порции в каждом интервале обработки. При этом объем первой порции кислотного состава определяют из условия полного растворения породы в интервале обработки до увеличения радиуса скважины не менее чем в 1,5-2,0 раза. В общеизвестных теоретических формулах Ю.П. Борисова, Joshi, Renard, Dupuy, В.Г. Григулецкого для оценки дебитов горизонтальных скважин важным параметром является величина радиуса скважины, находящегося в логарифмической функции в знаменателе уравнения. Изменение дебита горизонтальной скважины обратно пропорционально изменению радиуса ствола скважины. Следовательно, при увеличении радиуса открытого ствола увеличивается приток жидкости к скважине.The method is implemented as follows. Before starting work, intervals with different permeabilities are determined. Based on laboratory testing of rock samples for the solubility and compatibility of formation fluids with injected formulations, optimal acid formulations are selected. The injection of the acid composition with substances that affect the completeness and rate of dissolution of the rock in acid is carried out portionwise with an increase in the volume of each subsequent portion in each treatment interval. The volume of the first portion of the acid composition is determined from the condition of complete dissolution of the rock in the processing interval to increase the radius of the well by at least 1.5-2.0 times. In the well-known theoretical formulas, Yu.P. Borisova, Joshi, Renard, Dupuy, V.G. Griguletsky to assess the flow rate of horizontal wells, an important parameter is the radius of the well, which is in the logarithmic function in the denominator of the equation. The change in the flow rate of a horizontal well is inversely proportional to the change in the radius of the wellbore. Therefore, with an increase in the radius of the open hole, the flow of fluid to the well increases.
В процессе реагирования первой порции кислотного состава с породой растворяется масса породы, рассчитываемая по формуле:In the process of reacting the first portion of the acid composition with the rock, the mass of the rock is dissolved, calculated by the formula:
где 
а - коэффициент растворения породы единичной массой кислотного состава; a is the coefficient of dissolution of the rock with a single mass of acid composition;
Объем растворенной породы находится по формуле:The volume of dissolved rock is found by the formula:
где 
ρк - плотность кислотного состава, кг/м3;ρ to the density of the acid composition, kg / m 3 ;
ρп - плотность породы, кг/м3;ρ p - rock density, kg / m 3 ;
Учитывая геометрические параметры, объем растворенной породы в цилиндрической области от Rw1 до Rw2 при закачке первой порции кислотного состава рассчитывается по формуле:Given the geometric parameters, the volume of dissolved rock in the cylindrical region from R w1 to R w2 when injecting the first portion of the acid composition is calculated by the formula:
где L - длина интервала обработки, м;where L is the length of the processing interval, m;
m - пористость, д. ед;m — porosity, d.units;
Rw1 - первоначальный радиус открытого ствола, м;R w1 is the initial radius of the open trunk, m;
Rw2 - планируемый радиус открытого ствола после закачки первой порции кислотного состава, м.R w2 - the planned radius of the open hole after the injection of the first portion of the acid composition, m
Приравняв (2) и (3) и выделив из полученного равенства 
Объем каждой последующей порции кислотного состава определяют из выражения:The volume of each subsequent portion of the acid composition is determined from the expression:
где Vкi - объем закачки i-й порции кислотного состава, м3;where V ki is the injection volume of the i-th portion of the acid composition, m 3 ;
Vк1 - объем закачки 1-й порции кислотного состава, м3.V K1 - injection volume of the 1st portion of the acid composition, m 3 .
Увеличение объемов порций кислотного состава в процессе кислотной обработки способствует полному замещению растворенного объема породы, в результате чего повышается вероятность вскрытия новых пор после реакции кислоты. Неоднородность породы по траектории простирания ствола скважины, различная степень растворения породы, разные коллекторские характеристики, наличие нерастворимых включений, загрязняющих веществ, погрешность измерения при проведении процесса кислотной закачки допускают дополнительную погрешность ±20,0% в формуле расчета объемов порций кислотных составов.An increase in the volumes of portions of the acid composition during the acid treatment contributes to the complete replacement of the dissolved volume of the rock, which increases the likelihood of opening new pores after the acid reaction. The heterogeneity of the rock along the trajectory of the borehole, varying degrees of dissolution of the rock, different reservoir characteristics, the presence of insoluble inclusions, contaminants, and measurement error during the acid injection process allow an additional error of ± 20.0% in the formula for calculating the portion sizes of acid compositions.
При приемистости более 1,0 м3/(МПа·ч) в интервал обработки дополнительно закачивают текучий высоковязкий материал, например, водонефтяные эмульсии или вязко-упругие составы по любой известной технологии, снижающие не менее чем в полтора раза приемистость интервала на время реагирования с породой всех порций кислотного состава. Время на реагирование каждой порции кислотного состава определяют по результатам лабораторных тестов на растворимость образцов керна продуктивного пласта кислотными составами с учетом практически полного растворения породы кислотным составом (растворение 90-99% массы породы).At an injection rate of more than 1.0 m 3 / (MPa · h), a highly viscous fluid material, for example, oil-water emulsions or viscoelastic compositions according to any known technology, reducing not less than one and a half times the injectivity of the interval for the reaction time, is additionally pumped into the processing interval breed of all servings of acid composition. The response time for each portion of the acid composition is determined by laboratory tests on the solubility of core samples of the acid reservoir with acid formulations, taking into account the almost complete dissolution of the rock with the acid composition (dissolution of 90-99% of the rock mass).
Продавку каждой порции кислотного состава выполняют углеводородным растворителем в объеме 30-50% от объема закачанной порции кислотного состава, который смывает с поверхности породы сложные структуры из тяжелых углеводородов, образующуюся высоковязкую эмульсию из пластовой воды, кислоты и нефти, нерастворимые соли, тем самым очищая поверхность породы для контакта со следующей порцией кислоты. Проведенные модельные исследования показали, что для эффективной очистки стенки породы достаточным является объем углеводородного растворителя, равный 30-50% от объема закачанной порции кислотного состава. Увеличение объема углеводородного растворителя приведет к увеличению материальных затрат без ощутимого повышения эффективности кислотного воздействия.Each portion of the acid composition is sold with a hydrocarbon solvent in the amount of 30-50% of the volume of the injected portion of the acid composition, which flushes complex structures of heavy hydrocarbons from the rock surface, the resulting highly viscous emulsion from produced water, acid and oil, insoluble salts, thereby cleaning the surface rocks for contact with the next portion of acid. Model studies have shown that for effective cleaning of the rock wall, a volume of hydrocarbon solvent equal to 30-50% of the volume of the injected portion of the acid composition is sufficient. An increase in the volume of hydrocarbon solvent will lead to an increase in material costs without a noticeable increase in the effectiveness of acid exposure.
Закачку порций кислотных составов повторяют до получения суммарного объема 0,2-0,5 м3 на погонный метр интервала обработки, причем в последнюю порцию кислоты добавляют вещество, замедляющее скорость реакции кислоты не менее чем в 5-100 раз. За счет замедления скорости реакции достигается доставка кислоты по созданным каналам в удаленные от ствола скважины зоны пласта, что позволяет повышать охват пласта кислотным воздействием и увеличивать область фильтрации скважины.The injection of portions of acidic compositions is repeated until a total volume of 0.2-0.5 m 3 per linear meter of the treatment interval is obtained, and a substance slowing down the acid reaction rate by at least 5-100 times is added to the last portion of the acid. By slowing down the reaction rate, acid delivery through the created channels to the formation zones remote from the wellbore is achieved, which allows increasing the coverage of the formation by acid exposure and increasing the well filtration area.
Оценочные расчеты динамики изменения дебита показывают, что суммарный объем кислотного состава 0,2-0,5 м3 на погонный метр интервала обработки обеспечивает увеличение притока жидкости к открытому стволу на 30-50%, эти значения являются оптимальными. Дальнейшее увеличение притока жидкости к открытому стволу на единицы процентов вызовет кратное увеличение необходимых объемов кислотных составов по логарифмическому закону и значительно увеличит материальные затраты.Estimated calculations of the dynamics of the flow rate change show that the total volume of the acid composition of 0.2-0.5 m 3 per linear meter of the treatment interval provides an increase in fluid flow to the open hole by 30-50%, these values are optimal. A further increase in the flow of fluid to the open trunk by units of percent will cause a multiple increase in the required volumes of acid compositions according to the logarithmic law and will significantly increase material costs.
Способ осуществляют следующим образом.The method is as follows.
На основании лабораторного тестирования образцов породы на растворимость и совместимость пластовых жидкостей с закачиваемыми составами подбирают оптимальные кислотные составы. По имеющимся данным по скважине рассчитывают необходимое количество закачиваемых кислотных составов и углеводородного растворителя.Based on laboratory testing of rock samples for the solubility and compatibility of formation fluids with injected formulations, optimal acid formulations are selected. According to available data for the well, the required amount of injected acid compositions and hydrocarbon solvent is calculated.
Скважину останавливают, глушат и извлекают подъемный лифт вместе с глубинно-насосным оборудованием. Проводят шаблонирование ствола до наиболее удаленной от устья точки интервала обработки.The well is stopped, jammed and the elevator is removed along with the downhole pumping equipment. The stem is modeled to the point of the processing interval furthest from the mouth.
Спускают на колонне технологических насосно-компрессорных труб (НКТ) двухпакерную компоновку надувных пакеров. Между пакерами равномерно размещают фильтры для выхода закачиваемой жидкости. Двухпакерную компоновку размещают в заранее выбранный, самый удаленный от устья интервал обработки. Производят посадку пакеров в заданном интервале.A two-packer arrangement of inflatable packers is lowered onto a string of technological tubing (tubing). Between the packers are evenly placed filters to exit the injected fluid. The two-packer arrangement is placed in a pre-selected processing interval furthest from the mouth. Packers are planted at a given interval.
Определяют приемистость интервала обработки закачкой фиксированного объема жидкости (например, нефти) за замеренный промежуток времени.The injectivity of the processing interval is determined by pumping a fixed volume of liquid (for example, oil) over a measured period of time.
При приемистости более 1,0 м3/(МПа·ч) в интервал обработки перед закачкой кислотных составов и растворителя дополнительно закачивают текучий высоковязкий материал, снижающий не менее чем в полтора раза приемистость интервала обработки на время реагирования с породой всех порций кислотного состава. В качестве такого материала применяют водонефтяные эмульсии или вязкоупругие составы. Время реагирования кислотного состава определяется по лабораторным тестам растворимости образцов керна продуктивного пласта с конкретными кислотными составами.At an injection rate of more than 1.0 m 3 / (MPa · h), a highly viscous fluid material is additionally pumped into the treatment interval before injection of the acidic compounds and solvent, which reduces the injectivity of the treatment interval by at least one and a half times during the reaction with the rock of all portions of the acidic composition. As such a material, oil-water emulsions or viscoelastic compositions are used. The reaction time of the acid composition is determined by laboratory tests of the solubility of core samples of the reservoir with specific acid compositions.
Закачивают расчетные порции кислотного состава с нарастанием объема каждой следующей порции с последующей продавкой каждой порции углеводородным растворителем и паузами на реагирование кислотного состава с учетом практически полного растворения породы расчетным объемом кислотного состава (растворение 90-99% массы породы).Calculated portions of the acid composition are pumped in with an increase in the volume of each subsequent portion followed by the sale of each portion with a hydrocarbon solvent and pauses for the reaction of the acid composition taking into account the almost complete dissolution of the rock with the estimated volume of the acid composition (dissolution of 90-99% of the rock mass).
В качестве кислотного состава с веществами, влияющими на полноту и скорость растворения породы в кислоте, применяют кислотный состав на основе ингибированной соляной кислоты, который в качестве добавок содержит в составе ПАВ, изопропиловый спирт, деэмульгатор, уксусную кислоту.An acid composition based on inhibited hydrochloric acid, which contains surfactants, isopropyl alcohol, demulsifier, and acetic acid as additives, is used as an acidic composition with substances that affect the completeness and rate of dissolution of the rock in acid.
Последняя порция кислотного состава кроме вышеперечисленных добавок содержит вещество, замедляющее скорость реакции кислоты не менее чем в 5-100 раз. В качестве такого вещества, например, применяют лигносульфонаты технические жидкие, моносульфитный черный щелок, уксусную кислоту и тому подобное.The last portion of the acid composition in addition to the above additives contains a substance that slows down the reaction rate of the acid by at least 5-100 times. As such a substance, for example, industrial liquid lignosulfonates, monosulfite black liquor, acetic acid and the like are used.
Закачку порций кислотных составов повторяют до получения суммарного объема 0,2-0,5 м3 на погонный метр интервала обработки.The injection of portions of acid compositions is repeated until a total volume of 0.2-0.5 m 3 per linear meter of processing interval is obtained.
Последнюю порцию кислотного состава продавливают из насосно-компрессорных труб нефтью или иной жидкостью глушения с расчетом превышения объема жидкости про давки над объемом НКТ на 3-5 м3 для более глубокого проникновения кислотных составов в пласт.The last portion of the acid composition is forced from the tubing with oil or other kill fluid with the calculation of the excess of the flowing liquid volume over the tubing volume by 3-5 m 3 for a deeper penetration of acid compounds into the formation.
Пример конкретного выполнения способа.An example of a specific implementation of the method.
Пример 1. Предлагаемый способ испытан на добывающей скважине турнейского яруса Бавлинского месторождения. Дебит жидкости скважины до обработки - 5,3 м3/сут, содержание воды в продукции скважины - 3%. Радиус условного контура питания равен 200 м. Скважина пробурена долотом диаметром 219 мм до глубины 1621 м и обсажена 168 мм эксплуатационной колонной с толщиной стенки, равной 8,9 мм. Продуктивный пласт в интервале 1621-1772 м вскрыт долотом диаметром 143,9 мм бурением на депрессии. Длина открытого ствола - 151 м. Продуктивный пласт сложен карбонатными породами (известняками). Открытый горизонтальный ствол для проведения поинтервальной обработки условно разделили на два интервала длиной 70 м каждый. На основании лабораторного тестирования образцов породы на растворимость и совместимость пластовых жидкостей с закачиваемыми составами подбирают оптимальные кислотные составы.Example 1. The proposed method was tested at the production well of the Tournaisian stage of the Bavlinskoye field. The flow rate of the well fluid before treatment is 5.3 m 3 / day, the water content in the well production is 3%. The radius of the conditional supply circuit is 200 m. The well was drilled with a bit with a diameter of 219 mm to a depth of 1621 m and cased with a 168 mm production casing with a wall thickness of 8.9 mm. The reservoir in the interval 1621-1772 m was opened by a bit with a diameter of 143.9 mm by drilling in the depression. The length of the open trunk is 151 m. The reservoir is composed of carbonate rocks (limestones). An open horizontal trunk for interval processing was conventionally divided into two intervals of 70 m each. Based on laboratory testing of rock samples for the solubility and compatibility of formation fluids with injected formulations, optimal acid formulations are selected.
Расчет объема кислотных составов и растворителя.Calculation of the volume of acid compositions and solvent.
Исходные данные для расчета первой порции кислотного состава (по формуле 4):Initial data for calculating the first portion of the acid composition (according to formula 4):
a=0,4; ρκ=1100 кг/м3; ρп=2700 кг/м3; L=70 м; m=0,1; Rw1=0,072 м;a = 0.4; ρ κ = 1100 kg / m 3 ; ρ p = 2700 kg / m 3 ; L = 70 m; m is 0.1; R w1 = 0.072 m;
Rw2=Rw1·1,53=0,11 м.R w2 = R w1 1.53 = 0.11 m.
Таким образом, объем первой порции кислотного состава 
Скважину останавливают, глушат, поднимают глубинное насосное оборудование. Проводят шаблонирование ствола до наиболее удаленной от устья точки интервала обработки. Для проведения поинтервальной обработки спускают на колонне 73 мм технологических НКТ двухпакерную компоновку надувных пакеров фирмы «ТАМ International)). Под нижним пакером устанавливают глухую заглушку. Между пакерами, которые устанавливают на расстоянии 70 м друг от друга, равномерно размещают фильтры (перфорированные 73 мм патрубки длиной около 2 м) для выхода закачиваемой жидкости. Двухпакерную компоновку размещают в заранее выбранный, самый удаленный от устья интервал обработки. Верхний пакер устанавливается на глубине 1695 м, нижний - на глубине 1765 м. Внутренний объем колонны технологических НКТ для расчета объема продавочной жидкости составляет 5,3 м3.The well is stopped, jammed, and deep pumping equipment is raised. The stem is modeled to the point of the processing interval furthest from the mouth. To carry out interval processing, a two-packer arrangement of inflatable packers manufactured by TAM International) is lowered onto a 73 mm tubing string. A blank plug is installed under the lower packer. Between the packers, which are installed at a distance of 70 m from each other, evenly place filters (perforated 73 mm nozzles about 2 m long) for the outlet of the injected fluid. The two-packer arrangement is placed in a pre-selected processing interval furthest from the mouth. The upper packer is installed at a depth of 1695 m, the lower one at a depth of 1765 m. The internal volume of the technological tubing string for calculating the volume of the squeezing fluid is 5.3 m 3 .
Герметизируют устье. Обвязывают устьевое оборудование с насосным агрегатом.Seal the mouth. Bind wellhead equipment with a pump unit.
Открывают межтрубную и трубную задвижки. Закачивают порцию нефти в объеме 4-5 м3. При этом происходит посадка пакеров в заданном интервале. Закрывают межтрубную и трубную задвижки. Выдерживают паузу 20 мин для расширения пакеров. Проверяют степень посадки пакеров по индикатору веса на подъемном агрегате. Открывают трубную задвижку.Open the annular and pipe valves. A portion of oil is pumped in a volume of 4-5 m 3 . In this case, the packers are planted in a given interval. Close the annular and pipe valves. Pause for 20 minutes to expand the packers. Check the degree of landing of the packers by the weight indicator on the lifting unit. Open the pipe valve.
Вызывают приток из интервала обработки свабированием для определения работы интервала. Приток жидкости по результатам свабирования - 2,4 м3/сут.An inflow from the swab processing interval is caused to determine the operation of the interval. The flow of fluid according to the results of swabbing - 2.4 m 3 / day.
Заполняют колонну технологических НКТ нефтью. Определяют приемистость интервала обработки закачкой 3 м3 нефти по колонне технологических НКТ. Приемистость составила 480 м3/сут при давлении закачки P=2 МПа (Куд. прием.=10 м3/МПа·ч). Расстанавливают технику для приготовления кольматирующего состава, состоящего из водонефтяной эмульсии, в объеме 30 м3. Заливают последовательно в пропаренный, очищенный от посторонних жидкостей блок долива 10,8 м3 товарной нефти, 1,2 м3 эмульгатора Ялан-Э-1, 18 м3 пластовой воды плотностью 1160-1180 кг/м3 без ПАВ. Путем перемешивания по схеме «блок долива-насосный агрегат-блок долива» в течение 1-2 ч при скорости закачки агрегата не менее 7,2 м3/ч перемешивают компоненты до образования вязкой водонефтяной эмульсии с условной вязкостью не менее 300 с по вискозиметру ВП-5.Fill the tubing string with oil. The injectivity of the processing interval is determined by pumping 3 m 3 of oil through a string of technological tubing. The pick-up was 480 m 3 / day at an injection pressure of P = 2 MPa (K unit pressure = 10 m 3 / MPa · h). They set up the equipment for the preparation of a colmatizing composition consisting of a water-oil emulsion in a volume of 30 m 3 . Pour sequentially into a steamed, purified from foreign liquids block topping 10.8 m 3 of commercial oil, 1.2 m 3 of emulsifier Yalan-E-1, 18 m 3 of produced water with a density of 1160-1180 kg / m 3 without surfactant. By mixing according to the scheme “topping unit – pump unit – topping unit” for 1-2 hours at a unit injection rate of at least 7.2 m 3 / h, the components are mixed until a viscous water-oil emulsion with a nominal viscosity of at least 300 s with a VP viscometer is formed -5.
Подсоединяют нагнетательную линию насосного агрегата СИН-35 с плунжерами насоса диаметром 125 мм к трубной задвижке скважины. Открывают трубную задвижку. Все дальнейшие закачки жидкости выполняют, не превышая максимально допустимое давление на пласт (3 МПа).Connect the injection line of the SIN-35 pump unit with pump plungers with a diameter of 125 mm to the pipe valve of the well. Open the pipe valve. All further fluid injection is performed without exceeding the maximum allowable pressure on the reservoir (3 MPa).
Закачку по НКТ проводят в следующей последовательности:The tubing injection is carried out in the following sequence:
1. Закачивают высоковязкую водонефтяную эмульсию в объеме 30 м3. После закачки водонефтяной эмульсии приемистость интервала обработки снизилась в 3 раза, до 160 м3/сут при давлении закачки 3 МПа.1. Inject a highly viscous oil-water emulsion in a volume of 30 m 3 . After injection of the oil-water emulsion, the injectivity of the treatment interval decreased by 3 times, to 160 m 3 / day at an injection pressure of 3 MPa.
2. Закачивают порцию кислотного состава в объеме 8,3 м3.2. Inject a portion of the acid composition in a volume of 8.3 m 3 .
3. Закачивают порцию углеводородного растворителя в объеме 4,2 м3 с выдержкой на время растворения породы первой порцией кислотного состава (30 мин).3. Inject a portion of the hydrocarbon solvent in a volume of 4.2 m 3 with exposure to the time of dissolution of the rock by the first portion of the acid composition (30 min).
4. Закачивают порцию кислотного состава в объеме 9,7 м3.4. Inject a portion of the acid composition in a volume of 9.7 m 3 .
5. Закачивают порцию углеводородного растворителя в объеме 4,9 м3 с выдержкой на время растворения породы второй порцией кислотного состава (30 мин).5. Inject a portion of the hydrocarbon solvent in a volume of 4.9 m 3 with exposure to the time of dissolution of the rock with a second portion of the acid composition (30 min).
6. Закачивают порцию кислотного состава в объеме 11,2 м3.6. Inject a portion of the acid composition in a volume of 11.2 m 3 .
7. Выполняют про давку состава нефтью в объеме 10,3 м3.7. Permeate the composition with oil in a volume of 10.3 m 3 .
Закрывают трубную задвижку. Выдерживают паузу на реагирование кислотного состава 8 ч.Close the pipe valve. Withstand a pause for the reaction of the acid composition of 8 hours
Вызывают приток из пласта свабированием для очистки интервала обработки от продуктов реакции и определения притока жидкости. По результатам свабирования приток жидкости увеличился до 3,6 м3/сут, что в 1,5 раза выше величины первоначального притока.Inflow from the formation is caused by swabbing to clean the treatment interval from reaction products and determine the flow of fluid. According to the results of swabbing, the fluid inflow increased to 3.6 m 3 / day, which is 1.5 times higher than the initial inflow.
Срывают пакеры путем натяжки колонны труб. Выдерживают паузу на релаксацию пакеров 20 мин.Tear packers by tensioning the pipe string. Pause for relaxation of packers for 20 minutes.
Перемещают двухпакерную компоновку в следующий интервал обработки. Верхний пакер устанавливается на глубине 1625 м, нижний - на глубине 1695 м. Внутренний объем колонны технологических НКТ для расчета объема продавочной жидкости составляет 5,1 м3.Move the two-pack layout to the next processing interval. The upper packer is installed at a depth of 1625 m, the lower one - at a depth of 1695 m. The internal volume of the tubing string for calculating the volume of the squeezing fluid is 5.1 m 3 .
Герметизируют устье. Обвязывают устьевое оборудование с насосным агрегатом.Seal the mouth. Bind wellhead equipment with a pump unit.
Открывают межтрубную и трубную задвижки. Закачивают порцию нефти в объеме 4-5 м3. При этом происходит посадка пакеров в заданном интервале. Закрывают межтрубную и трубную задвижки. Выдерживают паузу 20 мин для расширения пакеров. Проверяют степень посадки пакеров по индикатору веса на подъемном агрегате. Открывают трубную задвижку.Open the annular and pipe valves. A portion of oil is pumped in a volume of 4-5 m 3 . In this case, the packers are planted in a given interval. Close the annular and pipe valves. Pause for 20 minutes to expand the packers. Check the degree of landing of the packers by the weight indicator on the lifting unit. Open the pipe valve.
Вызывают приток из интервала обработки свабированием для определения работы интервала. Приток жидкости по результатам свабирования - 2,9 м3/сут.An inflow from the swab processing interval is caused to determine the operation of the interval. The influx of fluid according to the results of swabbing - 2.9 m 3 / day.
Заполняют колонну технологических НКТ нефтью. Определяют приемистость интервала обработки закачкой 3 м3 нефти по колонне технологических НКТ. Приемистость составила 60 м3/сут при давлении закачки P=3 МПа (Куд. прием.=0,83 м3/МПа·ч).Fill the tubing string with oil. The injectivity of the processing interval is determined by pumping 3 m 3 of oil through a string of technological tubing. The pick-up was 60 m 3 / day at an injection pressure of P = 3 MPa (K unit pressure = 0.83 m 3 / MPa · h).
Подсоединяют нагнетательную линию насосного агрегата СИН-35 с плунжерами насоса диаметром 125 мм к трубной задвижке скважины. Открывают трубную задвижку. Все дальнейшие закачки жидкости выполняют, не превышая максимально допустимое давление на пласт (3 МПа).Connect the injection line of the SIN-35 pump unit with pump plungers with a diameter of 125 mm to the pipe valve of the well. Open the pipe valve. All further fluid injection is performed without exceeding the maximum allowable pressure on the reservoir (3 MPa).
Закачку по НКТ проводят в следующей последовательности:The tubing injection is carried out in the following sequence:
1. Закачивают порцию кислотного состава в объеме 8,3 м3.1. Inject a portion of the acid composition in a volume of 8.3 m 3 .
2. Закачивают порцию углеводородного растворителя в объеме 4,2 м3 с выдержкой на время растворения породы первой порцией кислотного состава (30 мин).2. Inject a portion of the hydrocarbon solvent in a volume of 4.2 m 3 with exposure to the time of dissolution of the rock with the first portion of the acid composition (30 min).
3. Закачивают порцию кислотного состава в объеме 9,7 м3.3. Inject a portion of the acid composition in a volume of 9.7 m 3 .
4. Закачивают порцию углеводородного растворителя в объеме 4,9 м3 с выдержкой на время растворения породы второй порцией кислотного состава (30 мин).4. Inject a portion of the hydrocarbon solvent in a volume of 4.9 m 3 with exposure to the time of dissolution of the rock with a second portion of the acid composition (30 min).
5. Закачивают порцию кислотного состава в объеме 11,2 м3.5. Inject a portion of the acid composition in a volume of 11.2 m 3 .
6. Выполняют про давку состава нефтью в объеме 10,1 м3.6. Permeate the composition with oil in a volume of 10.1 m 3 .
Закрывают трубную задвижку. Выдерживают паузу на реагирование кислотного состава 8 ч.Close the pipe valve. Withstand a pause for the reaction of the acid composition of 8 hours
Вызывают приток из пласта свабированием для очистки интервала обработки от продуктов реакции и определения притока жидкости. По результатам свабирования приток жидкости увеличился до 4,1 м3/сут, что в 1,4 раза выше величины первоначального притока.Inflow from the formation is caused by swabbing to clean the treatment interval from reaction products and determine the flow of fluid. According to the swabbing results, the fluid inflow increased to 4.1 m 3 / day, which is 1.4 times higher than the initial inflow.
Срывают пакеры путем натяжки колонны труб. Выдерживают паузу на релаксацию пакеров 20 мин.Tear packers by tensioning the pipe string. Pause for relaxation of packers for 20 minutes.
Полностью поднимают всю компоновку на технологических трубах.Completely raise the entire layout on process pipes.
Спускают насосное оборудование на насосно-компрессорных трубах на расчетную глубину, запускают скважину в работу. Дебит жидкости по скважине после кислотной обработки 7,7 м3/сут при неизменившейся доле воды в продукции скважины. Прирост дебита жидкости составил 2,4 м3/сут.The pumping equipment is lowered on the tubing to the calculated depth, the well is put into operation. The fluid flow rate in the well after acid treatment is 7.7 m 3 / day with an unchanged proportion of water in the production of the well. The increase in fluid flow rate amounted to 2.4 m 3 / day.
Предлагаемый способ позволяет расширить функциональные возможности путем применения в неоднородных пластах, в скважинах с высокой приемистостью (более 1 м3/МПа·ч), повысить добычу нефти на 30-50% за счет увеличения площади фильтрации.The proposed method allows to expand the functionality by applying in heterogeneous formations, in wells with high injectivity (more than 1 m 3 / MPa · h), to increase oil production by 30-50% by increasing the filtration area.
Claims (1)
где Vкi - объем закачки i-ой порции кислотного состава, м3;
Vк1 - объем закачки 1-ой порции кислотного состава, м3;
a - коэффициент растворения породы единичной массой кислотного состава;
ρк - плотность кислотного состава, кг/м3;
ρп - плотность породы, кг/м3,
закачку порций кислотных составов повторяют до получения суммарного объема 0,2-0,5 м3 на погонный метр интервала обработки, причем в последнюю порцию кислоты добавляют вещество, замедляющее скорость реакции кислоты не менее чем в 5-100 раз. The method of interval treatment of a productive formation with an open horizontal wellbore, including the descent into the well of a tubular string muffled from below from below with packers and filter elements between them, closing the processing interval with packers, determining its injectivity and injecting an acid composition into it, characterized in that the acid composition is injected with substances that affect the completeness and rate of dissolution of the rock in acid, are carried out portionwise with an increase in the volume of each subsequent portion with their sale of hydrocarbon solvent in a volume of 30-50% of the volume of the injected portion of the acid composition, and before injection into the processing interval of the first portion of the acid composition at an injection rate of more than 1.0 m 3 / (MPa · h), a highly viscous fluid material is additionally pumped into it, reducing at least one and a half times the injectivity of the treatment interval during the reaction with the rock of all portions of the acid composition, while the volume of the first portion of the acid composition is determined from the condition of complete dissolution of the rock in the treatment interval to an increase in the radius of the well it than 1.5-2.0 times, and the volume of each subsequent portion of the acid composition is determined from the expression:
where V ki is the injection volume of the i-th portion of the acid composition, m 3 ;
V K1 - injection volume of the first portion of the acid composition, m 3 ;
a is the coefficient of dissolution of the rock with a single mass of acid composition;
ρ to the density of the acid composition, kg / m 3 ;
ρ p - rock density, kg / m 3 ,
the injection of portions of acidic compositions is repeated until a total volume of 0.2-0.5 m 3 per linear meter of the treatment interval is obtained, and a substance slowing down the reaction rate of the acid by at least 5-100 times is added to the last portion of the acid.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014146075/03A RU2570179C1 (en) | 2014-11-17 | 2014-11-17 | Method of interval-by-interval treatment of producing formation with open horizontal borehole |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014146075/03A RU2570179C1 (en) | 2014-11-17 | 2014-11-17 | Method of interval-by-interval treatment of producing formation with open horizontal borehole |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2570179C1 true RU2570179C1 (en) | 2015-12-10 |
Family
ID=54846487
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014146075/03A RU2570179C1 (en) | 2014-11-17 | 2014-11-17 | Method of interval-by-interval treatment of producing formation with open horizontal borehole |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2570179C1 (en) |
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 |
| RU2114990C1 (en) * | 1996-06-18 | 1998-07-10 | Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти | Method for isolation of water inflow in oil producing well |
| RU2144616C1 (en) * | 1998-06-22 | 2000-01-20 | Открытое акционерное общество "Удмуртнефть" | Method for interval-after-interval treatment of bottom-hole zone of horizontal wells |
| RU2208147C1 (en) * | 2002-01-17 | 2003-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ПермНИПИнефть" | Method of interval acid treatment of bottomhole zone, mainly, of horizontal wells |
| RU2247832C1 (en) * | 2003-07-28 | 2005-03-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ИНТЕНСИФИКАЦИЯ" | Method for range-wise treatment of productive layer through open horizontal well shaft and device for realization of said method |
| RU2283422C1 (en) * | 2005-03-10 | 2006-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for water influx zone isolation in well |
| RU2318999C1 (en) * | 2007-03-01 | 2008-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for horizontal well bottom zone interval treatment |
-
2014
- 2014-11-17 RU RU2014146075/03A patent/RU2570179C1/en active
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 |
| RU2114990C1 (en) * | 1996-06-18 | 1998-07-10 | Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти | Method for isolation of water inflow in oil producing well |
| RU2144616C1 (en) * | 1998-06-22 | 2000-01-20 | Открытое акционерное общество "Удмуртнефть" | Method for interval-after-interval treatment of bottom-hole zone of horizontal wells |
| RU2208147C1 (en) * | 2002-01-17 | 2003-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ПермНИПИнефть" | Method of interval acid treatment of bottomhole zone, mainly, of horizontal wells |
| RU2247832C1 (en) * | 2003-07-28 | 2005-03-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ИНТЕНСИФИКАЦИЯ" | Method for range-wise treatment of productive layer through open horizontal well shaft and device for realization of said method |
| RU2283422C1 (en) * | 2005-03-10 | 2006-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for water influx zone isolation in well |
| RU2318999C1 (en) * | 2007-03-01 | 2008-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for horizontal well bottom zone interval treatment |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ЛОГИНОВ Б. Г. и др. Руководство по кислотным обработкам скважин, Москва, "Недра", 1966, с. 97, 98, 193-202. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2483209C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| RU2340769C1 (en) | Method of development and exploration of wells and of intensifying of oil-gas influx of heavy high viscous oils and facility for implementation of this method | |
| RU2478164C1 (en) | Development method of oil deposit located above gas deposit and separated from it with non-permeable interlayer | |
| RU2315171C1 (en) | Method for water influx zone isolation inside well | |
| RU2447265C1 (en) | Method for horizontal well operation | |
| RU2610967C1 (en) | Method of selective treatment of productive carbonate formation | |
| RU2599156C1 (en) | Method of interval treatment of bottom hole zone of horizontal well shaft | |
| RU2376438C1 (en) | Method of multihole well construction | |
| RU2531985C1 (en) | Processing of flooded horizontal well working of carbonate fractured porous reservoir | |
| RU2584253C2 (en) | Method for reactant-wave treatment of bottomhole formation zone with filtration pressure waves | |
| RU2570179C1 (en) | Method of interval-by-interval treatment of producing formation with open horizontal borehole | |
| RU2695906C1 (en) | Method for development of weakly permeable oil deposit with application of horizontal wells and water and gas impact | |
| RU2319832C2 (en) | Method to complete well with carbonate productive reservoir penetrated with radial channels | |
| RU2569941C2 (en) | Bottom water isolation method | |
| RU2269648C1 (en) | Bottomhole formation area acidizing method | |
| RU2393343C1 (en) | Method of supply of hydrocarbons from watering out formation | |
| RU2638668C1 (en) | Method of thermofoam-acid treatment of near-well zone of carbonate reservoir | |
| RU2708647C1 (en) | Method of treatment of bottomhole zone of the well | |
| RU2560018C1 (en) | Water flow isolation technique in uncased horizontal borehole section of producing well | |
| US2293904A (en) | Method of batch cementing | |
| RU2524089C1 (en) | Construction of oil production well | |
| RU2792128C1 (en) | Method for cementing the conductor, a technical column during the construction of wells | |
| RU2541981C1 (en) | Completion method for well with horizontal shaft | |
| RU2724705C1 (en) | Method of intensification of well operation after its construction | |
| RU2754552C1 (en) | Production well killing method (options) |