RU2601960C1 - Способ обработки призабойной зоны скважины - Google Patents
Способ обработки призабойной зоны скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2601960C1 RU2601960C1 RU2015142651/03A RU2015142651A RU2601960C1 RU 2601960 C1 RU2601960 C1 RU 2601960C1 RU 2015142651/03 A RU2015142651/03 A RU 2015142651/03A RU 2015142651 A RU2015142651 A RU 2015142651A RU 2601960 C1 RU2601960 C1 RU 2601960C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- formation
- tubing
- tubing string
- interval
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 51
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 71
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 48
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 17
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 claims abstract description 16
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 34
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 7
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 5
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 3
- 238000002955 isolation Methods 0.000 claims 1
- 238000009416 shuttering Methods 0.000 claims 1
- 230000002147 killing effect Effects 0.000 abstract description 35
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 11
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 11
- 238000000926 separation method Methods 0.000 abstract description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 5
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 abstract description 2
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 abstract 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 abstract 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 53
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 13
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 10
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 5
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 5
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000008859 change Effects 0.000 description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 3
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 3
- 208000011797 pustulosis palmaris et plantaris Diseases 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 3
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 2
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 2
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 2
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 2
- 230000036961 partial effect Effects 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 2
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000002612 dispersion medium Substances 0.000 description 1
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 1
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000003307 slaughter Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 238000002054 transplantation Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/162—Injecting fluid from longitudinally spaced locations in injection well
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области нефтедобычи и, в частности, к методам кислотной обработки призабойной зоны пласта с последующим вводом скважины в эксплуатацию. Способ также может быть применен при капитальном ремонте скважин и, в частности, при очистке каналов продуктивного пласта. Технический результат - обеспечение сохранения коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта при использовании на стадии глушения любых видов жидкостей глушения. По способу производят разобщение обрабатываемого пласта от межтрубного пространства скважины. Проводят закачку кислотного состава в интервал обрабатываемого пласта. Осуществляют технологическую выдержку. Выполняют свабирование и извлечение из пласта продуктов реакции. Проводят глушение скважины. Осуществляют спуск насосной установки и запуск скважины в работу. При этом, перед разобщением обрабатываемого пласта от межтрубного пространства производят спуск в скважину технологической колонны насосно-компрессорных труб - НКТ - с открытым концом, снабженным обратным клапаном, и с двумя пакерами для разобщения интервала обрабатываемого пласта от межтрубного пространства и от забоя или от другого пласта в скважине. Технологическую колонну НКТ над нижним пакером снабжают посадочным инструментом - ИП. Над верхним пакером устанавливают скважинный циркуляционный клапан. После технологической выдержки осуществляют перепосадку обоих пакеров выше интервала обрабатываемого пласта. Глушение скважины производят через скважинный циркуляционный клапан путем замещения жидкости в межтрубном пространстве скважины и в колонне НКТ жидкостью глушения. Затем производят распакеровку верхнего пакера. Перед спуском в скважину насосной установки посредством ИП отсоединяют технологическую колонну НКТ от нижнего пакера и извлекают указанную колонну НКТ из скважины. 7. з.п. ф-лы, 2 ил.
Description
Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к методам кислотной обработки призабойной зоны пласта с последующим вводом скважины в эксплуатацию. Способ также может быть применен при капитальном ремонте скважин, при очистке каналов продуктивного пласта и т.п.
Для понимания существа вопроса следует отметить, что кислотная обработка (далее - СКО) призабойной зоны пласта (далее - ПЗП) чаще всего выполняется при обработке с целью увеличения нефтедобычи. Также она может быть составной частью капитального ремонта скважин. Причем следует отметить, что при кислотной обработке (в том числе и при капитальном ремонте) спускают специальное технологическое оборудование, которое после обработки следует извлечь из скважины, а затем спустить насосное оборудование для дальнейшей эксплуатации скважины. Но при выполнении этих операций требуется обязательно произвести глушение скважины путем закачки различных жидкостей глушения, которые отрицательно влияют на поры нефтяного пласта и в большинстве случаев вновь частично их кольматируют. А значит, эффективность кислотной обработки очень сильно снижается.
Из уровня техники в большинстве случаев известны способы обработки призабойной зоны пласта, в которых главный упор сделан на используемый кислотный состав или на чередование его закачки с другими жидкостями, которые в совокупности направлены на обеспечение требуемой растворяющей способности пор нефтяного пласта.
Например, известен классический способ солянокислотной обработки ПЗП закачкой раствора соляной кислоты или ее смеси с плавиковой кислотой (Ш.К. Гиматудинов. Справочная книга по добыче нефти. - М.: Недра, 1974, с. 420-432); известен способ обработки ПЗП путем закачки смеси соляной и плавиковой кислоты с хлоридом кальция в виде обратной эмульсии в керосине (Патент РФ №2173776); путем последовательной закачки в пласты нефтяной эмульсии, материала, растворяющего нефтяную составляющую нефтяной эмульсии, и затем поинтервально раствор кислоты в нефтяные пласты (Патент РФ №2092686) и другие.
Недостатками всех указанных способов является недостаточная эффективность обработки, ввиду того, что последующее глушение скважины для обеспечения вывода скважины в эксплуатацию приведет к частичной кольматации обработанного пласта продуктами жидкости глушения.
Из уровня техники также известны способы обработки ПЗП с помощью кислоты, в которых используются различные технологические приемы с целью снижения отрицательного влияния жидкости глушения.
Например, известен способ заканчивания скважины (Патент РФ 2490442), в котором производят закачку в горизонтальный открытый ствол скважины раствора кислоты в режиме гидромониторного воздействия, гидромониторное воздействие осуществляют посредством гидромониторной насадки, размещенной на конце гибкой безмуфтовой трубы. Насадку размещают на забое ствола скважины. Прокачивают раствор кислоты циркуляцией с устьем скважины, одновременно с циркуляцией раствора кислоты поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу со скоростью, не большей скорости заполнения ствола скважины раствором кислоты. После заполнения горизонтального ствола раствором кислоты продавливают раствор кислоты в пласт со ступенчатым подъемом давления и выдержкой на каждой ступени. Снова спускают гибкую безмуфтовую трубу с насадкой на забой скважины и повторяют операции по заполнению ствола скважины раствором кислоты и продавливанию. Проводят технологическую выдержку для реакции раствора кислоты с породой. Поднимают гибкую безмуфтовую трубу в интервал прокачки инертного газа, прокачивают инертный газ, снимают кривую восстановления уровня. Проводят цикличное глушение скважины в режиме «закачка воды - выдержка - стравливание нефти» до полного стравливания нефти, спускают глубинный насос и запускают скважину в работу.
Недостатком указанного способа является то, что при реализации операций этого известного способа кислота не полностью реагирует с породой, что подтверждается высокой кислотностью жидкости, поступающей из скважины при ее освоении (водородный показатель рН<4). А кроме того, при операции глушения скважины, которая присутствует в известном способе, будет создана определенная репрессия на пласт, за счет чего сама жидкость глушения может проникать в пласт, привнося с собой взвешанные частицы, которые загрязняют призабойную зону ствола скважины, уменьшая ее продуктивность. Более того, сама жидкость глушения (как правило, вода различной степени минерализации) может изменять межфазное натяжение на границе вода-нефть, тем самым зачастую снижая фазовую проницаемость по нефти. Хотя и могут применяться различные жидкости глушения, которые нивелируют указанное отрицательное воздействие, например вязкоупругие системы (ВУСы) и др., однако для их использования требуются специальные операции, и они являются очень дорогими.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому способу является способ обработки призабойной зоны скважины (Патент РФ 2304710), в котором разобщают обрабатываемый пласт от межтрубного пространства скважины пакером. Проводят закачку в интервал продуктивного пласта нефтекислотной эмульсии, причем продавку эмульсии ведут при подъеме давления и расхода до максимально допустимых значений. По достижении максимально допустимого давления снижают расход закачки. Продолжают закачку до снижения давления закачки. Закрывают скважину. Проводят технологическую выдержку не менее 20-30 ч при закрытой скважине. Стравливают давление, срывают пакер, производят свабирование в скважине до поступления в скважину жидкости с водородным показателем пластового флюида. Промывают и осваивают скважину, т.е. спускают насос или выводят на фонтанный режим эксплуатации. В качестве обратной нефтекислотной эмульсии в известном способе используют эмульсию, содержащую, об. %: в качестве дисперсионной среды растворитель парафинов нефтяной - дистиллят 40-42, эмульгатор «Ялан-Э-1» 5-8, 22-24%-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты 50-55. Указанный известный способ обеспечивает повышение проникающей способности эмульсии.
Недостатком известного решения является снижение достигнутой эффективности при обработке призабойной зоны скважины относительно потенциальной, т.к. в этом случае для дальнейшего спуска насоса и эксплуатации скважины все же необходимо глушить скважину, что, как показывает практика, в обязательном порядке приведет к частичной кольматации пор пласта. Кроме того, необходимость проведения выдержки в течение длительного времени (не менее 20-30 ч) также приводит к снижению эффективности данного способа. Если же в известном способе имеется несколько продуктивных пластов, которые требуют обработки, то кислотная эмульсия может уйти в один наиболее проницаемый пропласток, оставив остальную часть разреза необработанной.
В предлагаемом же способе обработка пласта осуществляется селективно, т.е. отдельно каждый интервал пласта обрабатывается путем использования технологической колонны НКТ с открытым концом, снабженным обратным клапаном, и с двумя пакерами, разобщающими интервал обрабатываемого пласта от забоя или от другого пласта и от межтрубного пространства.
Техническим результатом предлагаемого изобретения является обеспечение после кислотной обработки гарантированного сохранения коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта скважины даже при реализации в способе после кислотной обработки операции глушения, при одновременном использовании на стадии глушения любых видов жидкостей глушения и без учета ее плотности, в том числе и выше требуемой для данных геолого-технический условий.
Указанный технический результат достигается предлагаемым способом обработки призабойной зоны скважины, согласно которому производят разобщение обрабатываемого пласта от межтрубного пространства скважины, проводят закачку кислотного состава в интервал обрабатываемого пласта, осуществляют технологическую выдержку, выполняют свабирование и извлечение из пласта продуктов реакции, проводят глушение скважины, осуществляют спуск насосной установки и запуск скважины в работу, при этом новым является то, что перед разобщением обрабатываемого пласта от межтрубного пространства производят спуск в скважину технологической колонны насосно-компрессорных труб НКТ с открытым концом, снабженным обратным клапаном, и с двумя пакерами, разобщающими интервал обрабатываемого пласта от межтрубного пространства и от забоя или от другого пласта в скважине, при этом технологическую колонну НКТ над нижним пакером снабжают посадочным инструментом ИП и дополнительно над верхним пакером устанавливают скважинный циркуляционный клапан, после технологической выдержки осуществляют перепосадку обоих пакеров выше интервала обрабатываемого пласта, а глушение скважины производят через скважинный циркуляционный клапан путем замещения жидкости в межтрубном пространстве скважины и в колонне НКТ жидкостью глушения, затем производят распакеровку верхнего пакера, а перед спуском в скважину насосной установки посредством ИП отсоединяют технологическую колонну НКТ от нижнего пакера и извлекают указанную колонну НКТ из скважины.
Скважинный циркуляционный клапан выполнен с возможностью обеспечения циркуляции жидкости глушения из затрубного пространства в НКТ после превышения затрубного давления над давлением в НКТ.
Обратный клапан, которым снабжен открытый конец колонны НКТ, выполнен в кислотостойком исполнении.
Свабирование выполняют с использованием желонки на кабеле.
В качестве жидкости глушения используют пресную или минерализованную воду.
В качестве посадочного инструмента используют гидравлический или механический посадочный инструмент.
Время технологической выдержки составляет от 0,5 до 24 часов.
При наличии в скважине нескольких требующих кислотной обработки пластов каждый из них обрабатывается по отдельности путем использования двух пакеров, разобщающих интервал обрабатываемого пласта от другого пласта и от межтрубного пространства.
Поставленный технический результат обеспечивается за счет следующего.
Существенный объем добычи углеводородов приходится на карбонатный тип коллектора. Для повышения нефтеотдачи пластов проводят обработку призабойной зоны пласта скважин кислотными реагентами. Кислота воздействует на породу, растворяя ее, при этом образуются червоточины и проницаемые каналы, что в конечном итоге увеличивает продуктивность скважины.
При этом необходимый комплекс и последовательность технологических операций после непосредственно обработки ПЗП порой вызывают обратный эффект, снижая успешность кислотного воздействия. Так проведением технологической операции по свабированию после обработки ПЗП добиваются очистки образованных каналов от примесей и вынос продуктов реакции. На данном этапе уже можно судить об эффективности СКО по гидродинамическим параметрам скважины (поведение динамического уровня). Последующая вынужденная операция по глушению скважины, в обязательном порядке требуемая для извлечения технологического оборудования и спуска насосной установки, чаще всего приводит к загрязнению ПЗП за счет попадания и проникновения жидкости глушения в призабойную зону пласта. Отрицательный эффект глушения связан как с недостаточной степенью очистки воды от механических примесей, так и с изменением фазовой проницаемости ПЗП. Также, не обладая зачастую информацией об истинном пластовом давлении в ПЗП по причине редкого проведения необходимых исследований, применяется жидкость глушения плотностью выше требуемой, что приводит к поглощению пластом больших объемов воды и кольматированию пор пласта.
Для решения указанного негативного эффекта предлагается применять для глушения вязкоупругие системы, но которые не всегда применяются из-за сложности приготовления и высокой стоимости.
Предлагаемый способ, в результате последовательно проводимых заявляемых операций и используемого комплекса оборудования при этом, решает задачу полного исключения попадания жидкости глушения в пласт, возможности использования любых жидкостей глушения, в том числе таких экономичных, как пластовая вода или минерализованные растворы, причем используемые без дополнительной очистки от мехпримесей и без учета их плотности.
Благодаря тому, что при реализации предлагаемого способа производят спуск в скважину комплекта определенной компоновки оборудования, состоящей из технологической колонны насосно-компрессорных труб НКТ с открытым концом, снабженным обратным клапаном, с двумя пакерами, обеспечивается разобщение интервала обрабатываемого пласта от забоя или от другого пласта и от межтрубного пространства, чтобы закачиваемый кислотный состав обрабатывал целенаправленно только нужный интервал, не задевая другие, возможно водонасыщенные, которые могут вызвать приток пластовой воды в скважину.
Благодаря тому, что колонну НКТ над нижним пакером снабжают посадочным инструментом, например гидравлическим или механическим, обеспечивается возможность в дальнейшем оставить нижний пакер с обратным клапаном в автономном положении.
А за счет того, что дополнительно над верхним пакером в колонне НКТ устанавливают скважинный циркуляционный клапан, обеспечивается циркуляция жидкости глушения через затрубное пространство в НКТ, не задевая обработанный пласт, а значит, не вызывая его кольматацию, что повышает эффективность обработки.
Выполнение после технологической выдержки операции по перепосадке обоих пакеров выше интервала обрабатываемого пласта позволяет сократить объем свабирования за счет отсечения затрубного пространства пакерами и позволяет оставить нижний пакер с обратным клапаном для дальнейшей эксплуатации скважины в автономном положении в необходимом месте, а именно над верхней залежью.
Благодаря тому, что после свабирования через скважинный циркуляционный клапан производят замещение жидкости, включающей остатки продуктов реакции и пластовых флюидов, из межтрубного пространства скважины и из колонны НКТ жидкостью глушения, например пресной или минерализованной водой, обеспечивается создание равновесной системы, когда пластовое давление компенсируется созданным в скважине столбом жидкости глушения. Причем можно не подбирать жидкость глушения определенной плотности, боясь, что в случае избыточной плотности будет непременное поглощение ее пластом, с вытекающими негативными последствиями, а в преимущественном варианте можно просто брать жидкость глушения даже с заведомо избыточной плотностью.
Распакеровка верхнего пакера в заглушенной скважине необходима для того, чтобы провести операции по оставлению в автономном положении нижнего пакера с обратным клапаном. Это обусловлено тем, что при всех последующих операциях глушения в скважине, например, если надо поменять насос при выходе его из строя, жидкость глушения просто не проникнет ниже указанных пакера и обратного клапана и не загрязнит призабойную зону пласта, оставив ее чистой, не закольматированной, за счет этого не снизится дебит скважины, скважина быстрее выйдет на прежний режим эксплуатации. При отсутствии же в скважине этого пакера с обратным клапаном жидкость, как правило, попадает в пласт, а т.к. она обычно не чистая, заносит туда взвешенные частицы, мусор, который забивает поры и каналы, ухудшая приток и, как следствие, снижая дебит. Далее запустив насос еще условно две недели, а то и месяц достаем из пласта эту воду и грязь, что не удается сделать на 100%, и продуктивность скважины, ее дебит, как правило, в 80% случаев снижается и снижается существенно.
Операция отсоединения посредством ИП технологической колонны НКТ от нижнего пакера и позволяет оставить в автономном положении нижний пакер с обратным клапаном. Извлечение технологической колонны НКТ из скважины после операции глушения является обязательным и традиционным техническим приемом для последующих целей освоения скважины, т.к. технологические НКТ, на которых проводятся СКО, это специальные трубы, они более корозионно-стойкие, более прочные и т.п., а дальнейшая эксплуатация скважины с насосом производится посредством простых НКТ, которые не выдерживают долго прокачку кислоты, высокие давления и др.
А далее производят традиционные операции по спуску в скважину глубинного насоса, который обеспечит вынос флюидов в процессе эксплуатации. Затем осуществляют запуск скважины в работу путем пуска насоса.
Таким образом, поставленный технический результат: обеспечение после кислотной обработки гарантированного сохранения коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта скважины даже при реализации в способе после кислотной обработки операции глушения (причем неоднократно, даже при последующей эксплуатации скважины), при одновременном использовании на стадии глушения любых видов жидкостей глушения и без подбора их плотности достигается за счет совокупности операций предложенного способа и за счет использования при реализации в определенной последовательности этих операций, а также за счет заявленной компоновки технологической колонны НКТ и дополнительного оборудования на ней.
При реализации предлагаемого способа осуществляют операции в нижеуказанной последовательности:
- производят разобщение обрабатываемого пласта от межтрубного пространства скважины и от забоя или от другого пласта;
- для этого в скважину опускают технологическую колонну НКТ (кислотостойкую, выдерживающую высокие давления закачки кислотного раствора) с открытым концом, который снабжают обратным клапаном (в кислотостойком исполнении), и с размещением на колонне двух пакеров, которые и обеспечивают разобщение интервала обрабатываемого пласта от забоя или от другого пласта и от межтрубного пространства;
- при этом указанную колонну НКТ над каждым пакером снабжают посадочным инструментом (ИП), например, гидравлическим (ИПГ) или механическим (ИПМ), предназначенным для обеспечения автономного размещения в скважине нижнего пакера и обратного клапана, и дополнительно над верхним пакером устанавливают скважинный циркуляционный клапан (КЦ), который предназначается для проведения операции замещения жидкости в НКТ и в межтрубье (затрубье) жидкостью глушения;
- после размещения двухпакерной установки в рабочем положении таким образом, что бы нижний пакер был ниже целевого обрабатываемого интервала пласта, а верхний пакер был расположен выше указанного интервала, из емкости, расположенной на дневной поверхности, проводят закачку по НКТ в интервал обрабатываемого продуктивного пласта кислотного состава, например в виде 15%-ного водного раствора соляной кислоты или ее смеси с другими реагентами;
- после закачки осуществляют технологическую выдержку кислотного состава в течение от 0,5 до 12-24 часа, в зависимости от характеристик кислотного состава;
- при необходимости повторяют такую же обработку на другие требующие обработки интервал/интервалы, предварительно разобщив этот нужный интервал посредством двух пакеров от межтрубного пространства и от другого пласта-интервала;
- после технологической выдержки осуществляют перепосадку обоих пакеров выше интервала обрабатываемого пласта путем срыва пакеров в транспортное положение за счет натяжения НКТ и поднятия НКТ;
- затем выполняют свабирование, например, с использованием желонки на кабеле и последующее извлечение из пласта продуктов реакции кислоты с породой путем циклического повторения операций спуска и подъема указанной желонки в НКТ;
- далее, после указанной операции свабирования и извлечения продуктов реакции через скважинный циркуляционный клапан, например марки КС производства НПФ «Пакер» г. Октябрский, который был ранее установлен на колонне НКТ над верхним пакером, производят замещение жидкости, включающей остатки продуктов реакции и пластовых флюидов, находящейся в межтрубье и в колонне НКТ, любой жидкостью глушения, например пресной или минерализованной водой;
- в заглушенной скважине производят распакеровку верхнего пакера. Для этого производят натяжение технологических НКТ до нагрузки, не превышающей нагрузку перевода нижнего пакера в транспортное положение (например, не более 12 тонн);
- затем посредством ИП отсоединяют технологическую колонну НКТ от нижнего пакера. Для этого в НКТ, например, бросают специальный шар, который, опустившись на ИП за счет посадки в специальное седло, позволяет создать избыточное давление в колонне НКТ, за счет которого срезаются специальные штифты в ИП, и происходит отсоединение. Механизм отсоединения также может быть другим, например механическим, за счет обратного вращения колонны НКТ;
- и извлекают указанную колонну НКТ из скважины путем ее подъема на поверхность;
- спускают на НКТ в скважину глубинный насос, производительность которого подбирается таким образом, что бы обеспечить необходимый режим эксплуатации скважины;
- и запускают скважину в работу путем запуска насоса.
Предлагаемый способ иллюстрируется чертежами, где на фиг.1 приведена компоновка колонны НКТ для реализации предлагаемого способа обработки призабойной зоны скважины; на фиг.2 - компоновка со спущенным насосом для эксплуатации скважины.
Указанная компоновка НКТ, которая необходима для реализации заявляемого способа, состоит из спущенной в скважину 1 технологической колонны 2 насосно-компрессорных труб, которая снабжена двумя пакерами 3 и 4, один из которых 3 размещается выше интервала продуктивного пласта 5, другой 4 отсекает этот пласт 5 от забоя 6. В качестве пакера могут быть использованы, например, ПРО-ЯВЖ производства НПФ «Пакер», г. Октябрский. Колонна 2 НКТ открытым концом 7 спущена ниже второго пакера 4 и снабжена обратным клапаном 8 для исключения прохождения кислотного состава при обработке призабойной зоны скважины и наоборот допускающим движение флюидов снизу вверх при эксплуатации скважины. При этом технологическую колонну 2 НКТ над каждым пакером 3 и 4 снабжают инструментом посадочным гидравлическим (ИПГ) или механическим (ИПМ) 9, например марки ИПГ производства НПФ «Пакер», г. Октябрский, предназначенным для отсоединения технологической колонны НКТ от оставляемых в автономном положении нижнего пакера 4 и обратного клапана 8. Дополнительно над верхним пакером 3 устанавливают циркуляционный клапан 10, например марки КЦ производства НПФ «Пакер», г. Октябрский, предназначенный для обеспечения циркуляции жидкости глушения из затрубного пространства в НКТ после превышения давления в затрубье над давлением в НКТ на определенную величину (ее можно заранее задать на КЦ).
Реализацию предлагаемого способа с использованием выполненной компоновки технологического оборудования выполняют следующим образом. В скважину 1 спускают технологическую колонну 2 НКТ с открытым концом 7, который снабжают обратным клапаном 8 для исключения прохождения кислотного состава при обработке призабойной зоны скважины и, наоборот, допускающим движение флюидов снизу вверх при эксплуатации скважины и с размещением на колонне 2 двух пакеров 3 и 4, обеспечивающих разобщение интервала обрабатываемых пластов 13 или 5 от забоя и межтрубного пространства 11. Благодаря им можно поинтервально производить обработку пласта 5 или пласта 13 таким образом, чтобы обеспечить индивидуальную его закачку в какой-то из этих пластов. На фиг.1 показано разобщение пласта 5 от забоя 6 и от затрубного пространства 11. Далее из емкости (на чертеже не показана), расположенной на дневной поверхности, проводят закачку по колонне 2 НКТ в интервал продуктивного пласта 5 кислотного состава.
Осуществляют технологическую выдержку этого кислотного состава в течение от 0,5 часа до 24 часов, в зависимости от применяемого состава кислотного состава, характеризующегося, в том числе, скоростью реакции. После технологической выдержки осуществляют перепосадку обоих пакеров 3 и 4 таким образом, чтобы они оба оказались расположены выше интервала обрабатываемого пласта 5, путем натяжки колонны НКТ 2 срываются в транспортное положение пакера и поднятием НКТ на необходимую величину повторно пакеры устанавливают. Далее выполняют свабирование, т.е. извлечение из пласта продуктов реакции кислоты с породой путем применения промышленного комплекса геофизической партии, когда сваб (устройство типа обратной воронки, желонки) циклами спускается на кабеле в НКТ и при последующем ходе вверх извлекает на дневную поверхность в емкость жидкость из НКТ. Затем, после указанной операции свабирования и извлечения продуктов реакции, через скважинный циркуляционный клапан 10, который был ранее установлен на колонне 2 НКТ над верхним пакером 3, производят замещение жидкости, находящейся в межтрубье 11 и в колонне 2 НКТ, любой жидкостью глушения, например технической водой плотностью 1,05 г/см3. За счет этого в НКТ устанавливается столб жидкости глушения, вытесняя продукты реакции. Далее в заглушенной скважине 1 производят распакеровку верхнего пакера 3, для этого производят натяжение НКТ наземным подъемником. Затем посредством ИПГ 9 отсоединяют технологическую колонну 2 НКТ от нижнего пакера 4 (пакер 4 и обратный клапан 8 остаются на своем месте в скважине). Для этого, например, в вариации гидравлического действия разъединение ИПГ осуществляется гидравлически после сброса шара в НКТ. Извлекают указанную колонну 2 НКТ из скважины 1 промышленным подъемником. Спускают в скважину глубинный насос 12 (фиг. 2), включают его. Скважину отрабатывают до вывода ее на проектный режим и вводят в эксплуатацию.
Таким образом, предлагаемый способ обработки ПЗП имеет следующие преимущества перед известными:
- после кислотной обработки предлагаемым способом обеспечивается гарантированное сохранение коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта скважины даже при реализации в способе после кислотной обработки операции глушения, при одновременном использовании на стадии глушения любых видов жидкостей глушения и без учета ее плотности, в том числе и выше требуемой для данных геолого-технический условий;
- ожидается получение большего прироста суточного дебита нефти после кислотной обработки призабойной зоны скважины, чем при обычной кислотной обработке скважины. Получение большего дебита приводит к повышению экономической эффективности эксплуатации скважины.
- оставляемый в скважине пакер 4 с обратным клапаном 8 позволяет сократить затраты по последующему глушению скважины (например, для смены насоса) за счет возможности применения жидкости с заведомо большей плотностью без ухудшения коллекторских свойств продуктивного пласта.
Claims (8)
1. Способ обработки призабойной зоны скважины, согласно которому производят разобщение обрабатываемого пласта от межтрубного пространства скважины, проводят закачку кислотного состава в интервал обрабатываемого пласта, осуществляют технологическую выдержку, выполняют свабирование и извлечение из пласта продуктов реакции, проводят глушение скважины, осуществляют спуск насосной установки и запуск скважины в работу, отличающийся тем, что перед разобщением обрабатываемого пласта от межтрубного пространства производят спуск в скважину технологической колонны насосно-компрессорных труб - НКТ - с открытым концом, снабженным обратным клапаном, и с двумя пакерами, разобщающими интервал обрабатываемого пласта от межтрубного пространства и от забоя или от другого пласта в скважине, при этом технологическую колонну НКТ над нижним пакером снабжают посадочным инструментом - ИП - и дополнительно над верхним пакером устанавливают скважинный циркуляционный клапан, после технологической выдержки осуществляют перепосадку обоих пакеров выше интервала обрабатываемого пласта, а глушение скважины производят через скважинный циркуляционный клапан путем замещения жидкости в межтрубном пространстве скважины и в колонне НКТ жидкостью глушения, затем производят распакеровку верхнего пакера, а перед спуском в скважину насосной установки посредством ИП отсоединяют технологическую колонну НКТ от нижнего пакера и извлекают указанную колонну НКТ из скважины.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что скважинный циркуляционный клапан выполнен с возможностью обеспечения циркуляции жидкости глушения из затрубного пространства в НКТ после превышения затрубного давления над давлением в НКТ.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что обратный клапан, которым снабжен открытый конец колонны НКТ, выполнен в кислотостойком исполнении.
4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что свабирование выполняют с использованием желонки на кабеле.
5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве жидкости глушения используют пресную или минерализованную воду.
6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве посадочного инструмента используют гидравлический или механический посадочный инструмент.
7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что время технологической выдержки составляет от 0,5 до 24 часов.
8. Способ по п. 1, отличающийся тем, что при наличии в скважине нескольких требующих кислотной обработки пластов каждый из них обрабатывается по отдельности путем использования двух пакеров, разобщающих интервал обрабатываемого пласта от другого пласта и от межтрубного пространства.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2015142651/03A RU2601960C1 (ru) | 2015-10-07 | 2015-10-07 | Способ обработки призабойной зоны скважины |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2015142651/03A RU2601960C1 (ru) | 2015-10-07 | 2015-10-07 | Способ обработки призабойной зоны скважины |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2601960C1 true RU2601960C1 (ru) | 2016-11-10 |
Family
ID=57278146
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2015142651/03A RU2601960C1 (ru) | 2015-10-07 | 2015-10-07 | Способ обработки призабойной зоны скважины |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2601960C1 (ru) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2764406C1 (ru) * | 2021-09-08 | 2022-01-17 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ глушения скважин |
CN115263253A (zh) * | 2022-09-16 | 2022-11-01 | 吕远 | 大幅变井底压力开采装置及方法 |
RU2792124C1 (ru) * | 2022-04-26 | 2023-03-16 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Способ проведения солянокислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5207778A (en) * | 1991-10-24 | 1993-05-04 | Mobil Oil Corporation | Method of matrix acidizing |
RU2247832C1 (ru) * | 2003-07-28 | 2005-03-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ИНТЕНСИФИКАЦИЯ" | Способ поинтервальной обработки продуктивного пласта через открытый горизонтальный ствол скважины и устройство для его осуществления |
RU2304710C1 (ru) * | 2006-09-19 | 2007-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ обработки призабойной зоны скважины |
RU2318999C1 (ru) * | 2007-03-01 | 2008-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтальной скважины |
RU2459948C1 (ru) * | 2011-03-14 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Способ поинтервальной обработки призабойной зоны пластов нефтегазовой скважины (варианты) |
RU2509872C1 (ru) * | 2012-10-16 | 2014-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Устройство для обработки пластов в скважине |
-
2015
- 2015-10-07 RU RU2015142651/03A patent/RU2601960C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5207778A (en) * | 1991-10-24 | 1993-05-04 | Mobil Oil Corporation | Method of matrix acidizing |
RU2247832C1 (ru) * | 2003-07-28 | 2005-03-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ИНТЕНСИФИКАЦИЯ" | Способ поинтервальной обработки продуктивного пласта через открытый горизонтальный ствол скважины и устройство для его осуществления |
RU2304710C1 (ru) * | 2006-09-19 | 2007-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ обработки призабойной зоны скважины |
RU2318999C1 (ru) * | 2007-03-01 | 2008-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтальной скважины |
RU2459948C1 (ru) * | 2011-03-14 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Способ поинтервальной обработки призабойной зоны пластов нефтегазовой скважины (варианты) |
RU2509872C1 (ru) * | 2012-10-16 | 2014-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Устройство для обработки пластов в скважине |
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
ЛОГИНОВ Б. Г. и др. Руководство по кислотным обработкам скважин Москва, Недра, 1966, с. 97, 98, 193-202. * |
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2764406C1 (ru) * | 2021-09-08 | 2022-01-17 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ глушения скважин |
RU2792124C1 (ru) * | 2022-04-26 | 2023-03-16 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Способ проведения солянокислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта |
RU2793999C1 (ru) * | 2022-07-18 | 2023-04-12 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта |
CN115263253A (zh) * | 2022-09-16 | 2022-11-01 | 吕远 | 大幅变井底压力开采装置及方法 |
RU2816619C1 (ru) * | 2023-06-23 | 2024-04-02 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Способ закачки соляной кислоты в обводненный нефтяной пласт |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US5862863A (en) | Dual completion method for oil/gas wells to minimize water coning | |
US7240733B2 (en) | Pressure-actuated perforation with automatic fluid circulation for immediate production and removal of debris | |
RU2304710C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
US10619436B2 (en) | Ball activated treatment and production system including injection system | |
RU2601960C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
US9284828B2 (en) | Method for increasing hydrocarbon extraction and for ensuring the continuous operation of wells | |
RU2374437C1 (ru) | Способ проведения многоэтапного гидравлического разрыва пласта без подъема внутрискважинной компоновки | |
RU2520221C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
RU2610967C1 (ru) | Способ селективной обработки продуктивного карбонатного пласта | |
RU2441979C1 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны нефтедобывающей скважины | |
CA2937488A1 (en) | Sequential re-completions of horizontal wells in unconsolidated sand reservoirs to increase non-thermal primary heavy oil recovery | |
EP1647668A1 (en) | Well stimulation | |
RU2708647C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
US20050217853A1 (en) | Pressure-actuated perforation with continuous removal of debris | |
RU2296217C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
CA2999197A1 (en) | Method of well completion | |
RU2459948C1 (ru) | Способ поинтервальной обработки призабойной зоны пластов нефтегазовой скважины (варианты) | |
RU2537430C1 (ru) | Способ очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины | |
RU2012148168A (ru) | Способ повышения добычи углеводородов с использованием реагентной репрессионно-депрессионной очистки призабойной зоны пласта | |
RU106649U1 (ru) | Технологическая компоновка для освоения скважин | |
RU2645688C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта | |
RU2593283C1 (ru) | Способ извлечения из скважины пакера | |
RU2704087C2 (ru) | Способ эксплуатации скважины и устройство для его осуществления | |
RU2512222C1 (ru) | Способ очистки призабойной зоны скважины | |
RU2764406C1 (ru) | Способ глушения скважин |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20201008 |