RU2698354C1 - Well development method after treatment of bottomhole formation zone - Google Patents
Well development method after treatment of bottomhole formation zone Download PDFInfo
- Publication number
- RU2698354C1 RU2698354C1 RU2018126135A RU2018126135A RU2698354C1 RU 2698354 C1 RU2698354 C1 RU 2698354C1 RU 2018126135 A RU2018126135 A RU 2018126135A RU 2018126135 A RU2018126135 A RU 2018126135A RU 2698354 C1 RU2698354 C1 RU 2698354C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- formation
- zone
- swab
- acid solution
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 38
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 35
- 238000011161 development Methods 0.000 title claims abstract description 16
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 42
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 22
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 17
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000003129 oil well Substances 0.000 claims description 19
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 13
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 10
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 7
- 235000019253 formic acid Nutrition 0.000 claims 1
- 150000004674 formic acids Chemical class 0.000 claims 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 abstract description 10
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 abstract description 8
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 abstract description 4
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 abstract description 4
- 238000004321 preservation Methods 0.000 abstract description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 2
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 29
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 14
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 6
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 6
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 6
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 6
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 5
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 4
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 3
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 3
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 2
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 2
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 2
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 230000003001 depressive effect Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003344 environmental pollutant Substances 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 238000005192 partition Methods 0.000 description 1
- 231100000719 pollutant Toxicity 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 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
- E21B43/18—Repressuring or vacuum methods
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
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)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам освоения нефтедобывающих скважин.The invention relates to the oil industry, in particular to methods for developing oil wells.
Уровень техникиState of the art
В общем случае под способом освоения понимается комплекс операций по вызову притока текучей среды из подземных формаций в скважину и подготовке скважины к эксплуатации. Одной из наиболее распространенных операций по вызову притока текучей среды из подземных формаций в скважину является кислотная обработка.In the general case, the development method is understood as a complex of operations for inducing a fluid inflow from underground formations into a well and preparing the well for operation. One of the most common operations to cause fluid to flow from underground formations into a well is acid treatment.
При осуществлении операции кислотной обработки призабойной зоны при освоении нефтедобывающей скважины возникает ряд существенных трудностей, связанных с необходимостью проведения дополнительных операций по промывке скважины и полному удалению продуктов реакции после окончания обработки призабойной зоны пласта. В случае высокой приемистости пласта и значительного интервала зумпфа, в силу более высокого удельного веса кислотная композиция по сравнению со скважинной жидкостью, проникает в верхнюю часть зумпфа ниже интервала перфорации. Последующее освоение скважины путем свабирования при вышеуказанном положении насосно-компрессорных труб (НКТ) не позволяет удалить эту часть кислоты из зумпфа, что при дальнейшей эксплуатации скважины может привести к коррозии металла эксплуатационной колонны и преждевременному ремонту. Оставшаяся кислота ухудшает коллекторские свойства пласта и качество добываемой нефти.During the acid treatment operation of the bottom-hole zone during the development of an oil well, a number of significant difficulties arise associated with the need for additional washing operations and the complete removal of reaction products after completion of the bottom-hole formation treatment. In the case of high injectivity of the formation and a significant interval of the sump, due to the higher specific gravity, the acid composition, as compared with the well fluid, penetrates the upper part of the sump below the perforation interval. The subsequent development of the well by swabbing at the above position of the tubing (tubing) does not allow to remove this part of the acid from the sump, which during further operation of the well can lead to corrosion of the metal of the production string and premature repair. The remaining acid affects the reservoir properties of the reservoir and the quality of the produced oil.
В настоящем изобретении вышеупомянутые проблемы были решены технологией спуска башмака (в виде свабоограничителя или замковой опоры) колонны насосно-компрессорных труб на глубину 5-10 метров выше искусственного или текущего забоя нефтедобывающей скважины и производством свабирования в объеме не менее 1 объема эксплуатационной колонны + 1,5 объема закаченных в пласт рабочих жидкостей.In the present invention, the aforementioned problems were solved by the shoe descent technology (in the form of a limiting device or lock support) of the tubing string to a depth of 5-10 meters above the artificial or current bottom of the oil well and swab production of at least 1 production casing volume + 1, 5 volumes of injected fluids.
Использование технологии стимуляции продуктивного пласта с использованием кислотных композиций с последующим освоением нефтедобывающей скважины является широко известным.The use of reservoir stimulation technology using acidic compositions followed by the development of an oil well is well known.
Известен способ, при котором по спущенной колонне НКТ, башмак которой установлен ниже на 1-2 метра перфорированной толщины пласта, в пласт закачивают кислотную композицию. После реагирования скважины производят свабирование в объеме 1,5-2 объема скважины (РД 153-39.0-611-08 «Инструкция по технологии кислотной стимуляции пластов-коллекторов с применением кислотных стимулирующих композиций», Бугульма, 2008 стр. 13).A method is known in which an acidic composition is pumped through a flat tubing string, the shoe of which is 1-2 meters lower than the perforated thickness of the formation. After the response of the well, swabbing is performed in a volume of 1.5-2 volume of the well (RD 153-39.0-611-08 “Instruction on the technology of acid stimulation of reservoirs using acid stimulating compositions”, Bugulma, 2008, p. 13).
Известен способ освоения «обычных» наклонно направленных скважин, в т.ч. и «обычных» горизонтальных скважин с одним стволом (РД 39-0147585-140-96, «Технология вызова притока свабированием при освоении скважин», Бугульма, 1996 г., стр. 29), предполагающий спуск НКТ со свабным ограничителем до нижних перфорационных отверстий в «обычных» скважинах, обсаженных эксплуатационной колонной, и до башмака эксплуатационной колонны - в «обычных» горизонтальных скважинах с одним горизонтальным стволомA known method of developing "conventional" directional wells, incl. and “ordinary” horizontal wells with one borehole (RD 39-0147585-140-96, “Technology for invoking swab inflow during well development”, Bugulma, 1996, p. 29), which involves lowering tubing with a swab limiter to the lower perforations in "ordinary" wells cased by production casing, and to the shoe of production casing - in "ordinary" horizontal wells with one horizontal bore
Известно устройство для освоения пласта скважины свабированием (см. Е.П. Солдатов, И.И. Клещенко, В.Н. Дудкин. Свабирование - ресурсосберегающая технология. НТЖ "Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море" 1997, №6-7, с. 27-29), включающее установленную в скважине колонну насосно-компрессорных труб (НКТ), сваб, спущенный в колонну (НКТ) с ограничителем хода, а также с пакером, устанавливаемым выше пласта или без него.A device for developing a wellbore by swabbing is known (see EP Soldatov, II Kleschenko, VN Dudkin. Swabbing is a resource-saving technology. Scientific and Technical Library "Construction of oil and gas wells on land and at sea" 1997, No. 6 -7, pp. 27-29), including a tubing string installed in the well, tubing swab lowered into the string (tubing) with a stroke limiter, as well as with a packer installed above or without the formation.
Известен «Способ строительства многозабойной скважины» (Патент RU №2518585, МПК Е21В 7/04, Е21В 43/14, опубл. 10.06.2014), при котором в. вертикальный ствол скважины спускают колонну насосно-компрессорных труб с пакером в районе башмака эксплуатационной колонны. Осваивают оба пласта одновременно с помощью свабирования и с последующей соляно-кислотной обработкой стволов.The well-known "Method of construction of a multilateral well" (Patent RU No. 2518585, IPC ЕВВ 7/04, ЕВВ 43/14, publ. 06/10/2014), in which c. a vertical wellbore is lowered into the tubing string with a packer in the area of the casing shoe. Both layers are mastered simultaneously by swabbing and with subsequent hydrochloric acid treatment of the trunks.
Известен «Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта» (Патент RU №2140531, МПК Е21В 43/22, опубл. 27.10.1999) в скважинах, эксплуатирующих терригенные низкопроницаемые пласты или ухудшивших свои эксплуатационные показатели вследствие загрязнения прискважинной зоны. Для депрессионного воздействия метода свабирования в скважину спускают колонну НКТ, скомпонованную струйным насосом УОС-1, пакером и забойным фильтром с установкой башмака колонны в середине интервала перфорации.The well-known "Method of processing bottom-hole zone of an oil reservoir" (Patent RU No. 2140531, IPC ЕВВ 43/22, publ. 10/27/1999) in wells that operate terrigenous low-permeability formations or worsened their performance due to contamination of the borehole zone. For the depressive effect of the swabbing method, a tubing string is lowered into the well, assembled by a UOS-1 jet pump, a packer and a downhole filter with the column shoe installed in the middle of the perforation interval.
Известен «Способ обработки пласта» (Патент RU №2228437, МПК Е21В 43/25, опубл. 27.08.1999) при котором фиксируют объем интервала обработки относительно забоя скважины. Проводят закачку реагента в пульсирующем режиме: закачка при давлении приема реагента интервалом перфорации - технологическая выдержка при атмосферном давлении. Проводят повторение режима при понижении давления закачки реагента до достижения давления рабочей приемистости скважины. Выполняют закачку оставшегося объема реагента при установившемся давлении. Проводят технологическую выдержку и извлечение продуктов реакции и загрязняющих веществ свабированием до отбора жидкости в объеме, превышающем не менее чем в три раза объем закачанного реагента.The well-known "Method of processing the formation" (Patent RU No. 2228437, IPC ЕВВ 43/25, publ. 08/27/1999) in which the volume of the processing interval relative to the bottom of the well is fixed. The reagent is injected in a pulsating mode: injection at a reagent intake pressure with a perforation interval — technological exposure at atmospheric pressure. The mode is repeated while reducing the injection pressure of the reagent until the pressure of the working injectivity of the well is reached. The remaining volume of reagent is injected at steady-state pressure. Technological exposure and extraction of the reaction products and pollutants is carried out by swabbing up to the selection of liquid in a volume exceeding at least three times the volume of the injected reagent.
Известен «Способ обработки призабойной зоны пласта» (Патент RU №2583104, МПК Е21В 43/27, Е21В 33/138, опубл. 10.05.2016) при котором объем продавочной жидкости принимается в объеме насосно-компрессорных труб и при продавке кислотную композицию закачивают до уровня башмака НКТ. Производят свабирование скважины в количестве двух объемов ствола скважины с целью удаления продуктов реакции из пласта.The well-known "Method of processing the bottom-hole formation zone" (Patent RU No. 2583104, IPC ЕВВ 43/27, ЕВВ 33/138, publ. 05/10/2016) in which the volume of displacement fluid is taken in the volume of tubing and when selling the acid composition is pumped to tubing shoe level. Swabbing of the well in the amount of two volumes of the wellbore is carried out in order to remove reaction products from the formation.
Известен «Способ очистки призабойной зоны скважины» (Патент RU №2512222, МПК Е21В 37/00, опубл. 10.04.2014) включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакером и пером на конце, разобщение скважины над интервалом перфорации продуктивного пласта пакером, сообщение подпакерного пространства колонной труб с устьем скважины. Перед очисткой призабойной зоны в нижней части пера выполняют радиальные отверстия, ниже которых устанавливают ограничитель. Отверстия в начальном положении герметично перекрывают полой втулкой, имеющей возможность ограниченного осевого перемещения до упора в ограничитель пера и фиксации в пере. На устье собирают компоновку, состоящую из пера, подпружиненного от выступа колонны НКТ и пакера. Перо имеет возможность осевого перемещения. Спуск компоновки производят до упора пера в загрязнения зумпфа до изменения веса подвески колонны НКТ. Проводят прокачку промывочной жидкости до восстановления веса подвески колонны НКТ, сбрасывают в колонну НКТ шарик, создают избыточное давление в колонне НКТ, под действием которого полая втулка перемещается вниз до упора в ограничитель пера. Спускают колонну труб так, чтобы радиальные отверстия пера находились напротив кровли пласта, затем осевыми перемещениями колонны труб от кровли до подошвы пласта со скоростью 0,15 м/мин производят промывку интервалов перфорации пласта, сажают пакер и производят кислотную обработку пласта, для этого производят закачку и продавку технологической жидкостью 15%-ного водного раствора соляной кислоты в объеме из расчета 0,5 м на 1 м толщины пласта, распакеровывают пакер, извлекают компоновку на устье скважины и выполняют технологическую выдержку для реагирования, затем производят извлечение продуктов реакции свабированием.The well-known "Method of cleaning the bottom-hole zone of the well" (Patent RU No. 2512222, IPC ЕВВ 37/00, published on 04/10/2014) includes the descent into the well of a string of tubing with a packer and a pen at the end, uncoupling of the well above the perforation interval of the reservoir by the packer, communication of the under-packer space with the pipe string to the wellhead. Before cleaning the bottom-hole zone, radial holes are made in the lower part of the pen, below which a limiter is installed. The holes in the initial position are sealed by a hollow sleeve, which has the possibility of limited axial movement until it stops in the pen stop and fixation in the pen. An assembly consisting of a pen spring-loaded from the protrusion of the tubing string and the packer is assembled at the mouth. The pen has the ability to axial movement. The descent of the layout is carried out until the stop of the pen in the contamination of the sump until the weight of the suspension string tubing. The flushing fluid is pumped until the suspension weight of the tubing string is restored, the ball is dropped into the tubing string, overpressure is created in the tubing string, under the influence of which the hollow sleeve moves down to the stop in the pen stop. The pipe string is lowered so that the radial openings of the pen are opposite the formation roof, then by axial movements of the pipe string from the roof to the bottom of the formation at a speed of 0.15 m / min, the formation perforation intervals are washed, the packer is planted and the formation is acid treated, for this, injection is performed and selling technological fluid with a 15% aqueous hydrochloric acid solution in a volume of 0.5 m per 1 m of the formation thickness, unpack the packer, extract the layout at the wellhead and carry out technological exposure to respond, and then make recovery of the products of the reaction by swabbing.
Известно «Устройство для освоения пласта скважины свабированием» (Патент RU №2432456, МПК Е21В 43/25, опубл. 27.10.2011), включающее сваб, колонну НКТ с ограничителем хода сваба и фильтром для сообщения с пластом, пакер, установленный выше пласта. Колонна НКТ оснащена снизу полым наконечником, а фильтр - сверху насадкой с внутренней цилиндрической полостью. При этом наконечник вставлен в насадку, от которой подпружинен вверх с возможностью продольного ограниченного перемещения. Наконечник оснащен верхним и нижним рядами отверстий, изнутри разобщенных перегородкой и выполненных с возможностью сообщения при перемещении наконечника вниз относительно насадки фильтра через внутреннюю цилиндрическую полость насадки. Выше наконечника и пакера, но ниже ограничителя хода сваба в колонне НКТ установлен сбивной клапан для сообщения колонны НКТ с надпакерной зоной после сброса сбивающего элемента. При этом сваб оснащен предохранительным клапаном, подпружиненным вверх и с возможностью открытия при усилии 80-90% от критически допустимого усилия.It is known “Device for developing a wellbore by swabbing” (Patent RU No. 2432456, IPC ЕВВ 43/25, publ. 10/27/2011), including a swab, tubing string with a swab stroke limiter and a filter for communicating with the formation, a packer installed above the formation. The tubing string is equipped with a hollow tip at the bottom, and the filter with a nozzle with an inner cylindrical cavity at the top. In this case, the tip is inserted into the nozzle, from which it is spring-loaded upward with the possibility of longitudinal limited movement. The tip is equipped with upper and lower rows of holes, internally separated by a partition and made with the possibility of communication when moving the tip down relative to the filter nozzle through the inner cylindrical cavity of the nozzle. Above the tip and packer, but below the swab travel limiter, in the tubing string, a knockout valve is installed to communicate the tubing string with the over-packer zone after resetting the knocking element. At the same time, the swab is equipped with a safety valve, spring-loaded upward and with the possibility of opening with a force of 80-90% of the critically permissible force.
Однако обозначенные выше технические решения не направлены на решение указанных выше проблем, возникающих в сфере добычи нефти. В процессе закачки реагента, в силу более высокого удельного веса кислотной композиции по сравнению со скважинной жидкостью, часть кислоты, особенно при высокой приемистости пласта и значительном интервале зумпфа (более 25-30 м) ствола скважины, может проникнуть в верхнюю часть зумпфа ниже интервала перфорации. Последующее освоение скважины путем свабирования при вышеуказанном положении НКТ не позволяет удалить эту часть кислоты из зумпфа, что при дальнейшей эксплуатации скважины может привести к коррозии металла эксплуатационной колонны и преждевременному ремонту. Для удаления кислоты и продуктов ее реакции из зумпфа после проведения закачки по ряду технологий (НСКВ, КНН и др.) технологическими регламентами и РД предусматривается конечная промывка скважины с допуском пера до текущего забоя. При этом не учитывается негативное воздействие промывочной жидкости, неизбежно попадающей в пласт, на его коллекторские свойства.However, the above technical solutions are not aimed at solving the above problems arising in the field of oil production. During the reagent injection, due to the higher specific gravity of the acid composition compared to the well fluid, part of the acid, especially with a high injectivity of the formation and a significant sump interval (more than 25-30 m) of the wellbore, can penetrate the upper part of the sump below the perforation interval . Subsequent development of the well by swabbing at the above position of the tubing does not allow this part of the acid to be removed from the sump, which during further operation of the well can lead to corrosion of the production string metal and premature repair. To remove acid and its reaction products from the sump after injection according to a number of technologies (NSKV, KNN, etc.), the technological regulations and the RD provide for the final flushing of the well with a tolerance of the pen to the current bottom hole. This does not take into account the negative impact of flushing fluid, which inevitably enters the reservoir, on its reservoir properties.
Известно «Устройство для освоения пласта скважины свабированием» (Патент RU №2432457, МПК Е21В 43/25, опубл. 20.06.2015), которое может быть принято в качестве прототипа, представляющее собой устройство включающее сваб, колонну насосно-компрессорных труб с ограничителем хода сваба и фильтром для сообщения с пластом, пакер, установленный выше пласта. Выше пакера, но ниже ограничителя хода сваба оснащена рядом сквозных отверстий, в начальном положении герметично перекрытых полой втулкой, зафиксированной срезным элементом относительно колонны НКТ и снабженной подпружиненным вниз клапаном. Полая втулка имеет возможность ограниченного осевого перемещения вниз под действием создаваемого избыточного давления в колонне НКТ до упора во внутреннюю кольцевую выборку колонны НКТ с последующей фиксацией пружинным разрезным стопорным кольцом за верхний торец полой втулки и сообщения внутреннего пространства колонны НКТ с надпакерной зоной. При этом сваб оснащен предохранительным клапаном, подпружиненным вверх и с возможностью открытия при усилии 80-90% от критически допустимого усилия.It is known “Device for developing a wellbore by swabbing” (Patent RU No. 2432457, IPC ЕВВ 43/25, publ. 06/20/2015), which can be adopted as a prototype, which is a device including a swab, a tubing string with a travel stop swab and a filter for communication with the reservoir, a packer installed above the reservoir. Above the packer, but below the travel limiter, the swab is equipped with a number of through holes, in the initial position hermetically closed by a hollow sleeve, fixed by a shear element relative to the tubing string and equipped with a downward-loaded valve. The hollow sleeve has the possibility of limited axial downward movement due to the generated excess pressure in the tubing string until it stops in the inner annular selection of the tubing string with subsequent fixation by a spring split retaining ring behind the upper end of the hollow sleeve and the inner space of the tubing string communicates with the over-packer zone. At the same time, the swab is equipped with a safety valve, spring-loaded upward and with the possibility of opening with a force of 80-90% of the critically permissible force.
Недостатком данного устройства является сложность в изготовлении конструкции данного устройства, неполное удаление кислоты и ее продуктов реакции после окончания обработки призабойной зоны в случае высокой приемистости пласта и значительного интервала зумпфа ствола скважины.The disadvantage of this device is the difficulty in manufacturing the design of this device, incomplete removal of acid and its reaction products after the end of the treatment of the bottomhole zone in the case of high injectivity of the formation and a significant interval of the sump of the wellbore.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
Для преодоления вышеуказанных проблем, предложен способ освоения путем свабирования нефтедобывающей скважины, включающий в себя этапы:To overcome the above problems, a method of development by swabbing an oil well is proposed, which includes the steps of:
кислотной обработки призабойной зоны скважины, на котором:acid treatment of the bottomhole zone of the well, on which:
- закачивают кислотный раствор в призабойную зону скважины по заранее спущенным насосно - компрессорным трубам, на 2 метра ниже подошвы продуктивного пласта скважины,- pumping the acid solution into the bottomhole zone of the well through pre-deflated tubing, 2 meters below the bottom of the productive formation of the well,
- выжидают период времени реагирования кислотного раствора с породой призабойной зоны;- wait a period of time for the reaction of the acid solution with the rock bottomhole zone;
свабирования, на котором:swabbing on which:
- доспускают свабограничитель на НКТ на глубину 5-10 метров выше искусственного или текущего забоя по результату ранее проведенных исследований или результатам исследования забоя при подземном ремонте скважины ПРС (т.е. в зону, где кислоты уже заведомо быть не может),- they allow the swab limiter on the tubing to a depth of 5-10 meters above the artificial or current face according to the results of previous studies or the results of a face study during an underground repair of an ORS well (i.e., into a zone where there can be no known acid),
- спускают сваб в скважину,- lower the swab into the well,
- отбирают текучую среду из скважины не менее 1 объема эксплуатационной колонны + 1,5 объема закаченных в пласт рабочих жидкостей, причем текучая среда, двигаясь из интервала перфорации вниз по межтрубью и далее через свабоограничитель вверх по НКТ, удаляются как из пласта, так и из зумпфа скважины. Производят контрольные замеры откачиваемой текучей среды до достижения значения рН от 4 до 7.- at least 1 volume of production casing + 1.5 volumes of working fluids injected into the formation are taken from the well, and the fluid moving from the perforation interval down the annulus and then through the swab limiter up the tubing is removed both from the formation and from sump well. Perform control measurements of the pumped fluid until a pH of 4 to 7 is reached.
Также предложен способ освоения нефтедобывающей скважины насосом, включающий в себя этапы:Also proposed is a method of developing an oil well by a pump, including the steps of:
кислотной обработки призабойной зоны скважины, на котором:acid treatment of the bottomhole zone of the well, on which:
- закачивают кислотный раствор в призабойную зону скважины по заранее спущенным насосно - компрессорным трубам с замковой опорой, на 2 метра ниже подошвы продуктивного пласта скважины,- pumping the acid solution into the bottomhole zone of the well through pre-deflated tubing with a locking support, 2 meters below the bottom of the productive formation of the well,
- выжидают период времени реагирования кислотного раствора с породой призабойной зоны;- wait a period of time for the reaction of the acid solution with the rock bottomhole zone;
перевода скважины в режим эксплуатации, на котором:putting the well into operation, on which:
- доспускают замковую опору на НКТ на глубину 5-10 метров выше искусственного или текущего забоя по результату) по ранее проведенным исследованиям или результатам исследования забоя при подземном ремонте скважины ПРС (т.е. в зону, где кислоты уже заведомо быть не может),- they allow the castle support on the tubing to a depth of 5-10 meters above the artificial or current bottomhole according to the result) according to previous studies or the results of the bottomhole study during underground repair of the ORS well (i.e., into the zone where the acid cannot be known),
- спускают насосное оборудование в скважину,- lower the pumping equipment into the well,
- переводят насосное оборудование в режим эксплуатации, причем выкидную линию от скважины соединяют с нефтевозом.- put the pumping equipment into operation, and the flow line from the well is connected to the tanker.
- отбирают текучую среду из скважины, содержащую кислоту, нефть, пластовую воду, продукты реакции кислоты с породой подземной формации до достижения значения рН от 4 до 7,- take fluid from the well containing acid, oil, produced water, the reaction products of the acid with the rock of the underground formation to achieve a pH from 4 to 7,
- направляют откачиваемую текучую среду в выкидную линию и далее в нефтепровод потребителю при достижении текучей среды значения рН от 4 до 7.- direct the pumped fluid to the flow line and then to the consumer’s pipeline when the fluid reaches a pH of 4 to 7.
- при необходимости приподнимают насосное оборудование на оптимальную глубину в зависимости от добывных возможностей скважины и динамического уровня.- if necessary, lift the pumping equipment to the optimum depth depending on the production capabilities of the well and the dynamic level.
Следует отметить, что предложенный способ освоения может быть осуществлен в скважинах, имеющих призабойную зону, образованную коллекторами любых видов пород. Например, коллекторы терригенных, карбонатных, глинисто-кремнисто-битуминозных, вулканогенно-осадочных и других пород.It should be noted that the proposed development method can be carried out in wells having a bottomhole zone formed by reservoirs of any types of rocks. For example, reservoirs of terrigenous, carbonate, clay-siliceous-bituminous, volcanic-sedimentary and other rocks.
Следует отметить, что в рамках настоящего изобретения производится полное удаление кислоты и ее продуктов реакции после окончания обработки призабойной зоны пласта, независимо от приемистости пласта и интервала зумпфа, при этом сохраняются коллекторские свойства пласта.It should be noted that in the framework of the present invention, the acid and its reaction products are completely removed after treatment of the bottomhole formation zone, regardless of the injectivity of the formation and sump interval, while the reservoir properties of the formation are preserved.
Следует отметить, что в случае спуска насосного оборудования ускоряется процесс освоения нефтедобывающей скважины и отпадает необходимость в свабе, сокращаются материальные и производственные затраты. При этом вместо свабоограничителя спускается замковая опора и исключаются спуско - подъемные операции по подъему свабоограничителя и спуску замковой опоры.It should be noted that in the event of the descent of pumping equipment, the development of an oil well is accelerated and the need for swabs disappears, material and production costs are reduced. At the same time, instead of the swab limiter, the castle support is lowered and tripping and lifting operations to raise the swab limiter and lowering the castle support are excluded.
Следует понимать, что посредством настоящего способа достигается технический результат, заключающийся в сокращении временных и энергетических издержек при освоении скважины за счет отказа от операции промывки скважины.It should be understood that by means of the present method, a technical result is achieved, consisting in reducing time and energy costs during well development due to the refusal of the well washing operation.
Задачей, решаемой настоящим изобретением, является сохранение коллекторских свойств пласта, сохранение добывных возможностей скважины, полное удаление кислоты и ее продуктов реакции после окончания обработки призабойной зоны пласта, независимо от приемистости пласта и интервала зумпфа, сокращение временных и энергетических затрат на проведения процесса освоения нефтедобывающей скважины, а также минимизация коррозии внутрискважинного оборудования.The problem solved by the present invention is the preservation of reservoir properties of the reservoir, the preservation of the production capabilities of the well, the complete removal of acid and its reaction products after the end of the treatment of the bottom-hole formation zone, regardless of the injectivity of the formation and the sump interval, reducing the time and energy costs of conducting the development of an oil well as well as minimizing corrosion of downhole equipment.
Краткое описание чертежейBrief Description of the Drawings
Далее подробнее будут описаны наиболее предпочтительные варианты осуществления изобретения со ссылкой на чертежи, на которых:Next, the most preferred embodiments of the invention will be described in more detail with reference to the drawings, in which:
на фиг. 1 иллюстративно представлена схема способа освоения нефтедобывающей скважины с использованием сваба согласно настоящему изобретению;in FIG. 1 is an illustrative diagram of a method for developing an oil well using a swab according to the present invention;
на фиг. 2 иллюстративно представлена схема способа освоения нефтедобывающей скважины с использованием насосного оборудования согласно настоящему изобретению.in FIG. 2 illustrates a diagram of a method for developing an oil well using pumping equipment according to the present invention.
Следует отметить, что фигуры начерчены приблизительно, и служат только для иллюстративных целей, а не определения истинных размеров показанных элементов. Описание предпочтительных вариантов осуществления изобретения Последующее описание относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам освоения нефтедобывающих скважин этих способов. Далее в изобретении будет подробно описаны наиболее предпочтительные варианты осуществления со ссылкой на чертежи, на которых схематично проиллюстрированы схемы способов освоения нефтедобывающей скважины.It should be noted that the figures are drawn approximately, and are for illustrative purposes only, and not for determining the true dimensions of the elements shown. DESCRIPTION OF PREFERRED EMBODIMENTS OF THE INVENTION The following description relates to the oil industry, in particular to methods for developing oil wells of these methods. Next, the invention will be described in detail the most preferred embodiments with reference to the drawings, which schematically illustrate diagrams of methods for developing an oil well.
Предложен способ освоения нефтедобывающей скважины с использованием сваба согласно настоящему изобретению. На фиг. 1 представлена схема способа освоения нефтедобывающей скважины с использованием сваба согласно настоящему изобретению. Согласно данному способу подбирается состав кислотного раствора, концентрация кислоты и количество кислотного раствора в зависимости от условий нефтедобывающей скважины. Далее проводят этап кислотной обработки призабойной зоны скважины по ранее спущенным насосно - копрессорным трубам со свабоограничителем. Кислотный раствор закачивают в призабойную зону скважины любыми известными в данной области техники способами. Выжидают период времени реагирования кислотного раствора с породой призабойной зоны. По ранее проведенным исследованиям или результатам исследования забоя при подземном ремонте скважины доспускают свабоограничитель 1 на НКТ на 5-10 метров выше искусственного или текущего забоя и начинают осуществлять операции по периодическому спуску сваба 2 в скважину.A method for developing an oil well using a swab according to the present invention is proposed. In FIG. 1 is a flow diagram of a method for developing an oil well using a swab according to the present invention. According to this method, the composition of the acid solution, the acid concentration and the amount of acid solution are selected depending on the conditions of the oil well. Then, the stage of acid treatment of the bottom-hole zone of the well is carried out through the previously lowered pump-and-pressor pipes with a limiter. The acid solution is pumped into the bottomhole zone of the well by any methods known in the art. Expect a period of time for the reaction of the acid solution with the bottomhole rock. According to previous studies or the results of the bottom hole research during underground repair of the well, the
Предложен способ освоения нефтедобывающей скважины с использованием насосного оборудования согласно настоящему изобретению. На фиг. 2 представлена схема способа освоения нефтедобывающей скважины с использованием насосного оборудования согласно настоящему изобретению. Согласно данному способу подбирается состав кислотного раствора, концентрация кислоты и количество кислотного раствора в зависимости от условий нефтедобывающей скважины. Далее проводят этап кислотной обработки призабойной зоны скважины. Кислотный раствор закачивают в призабойную зону скважины любыми известными в данной области техники способами. Выжидают период времени реагирования кислотного раствора с породой призабойной зоны. Перед проведением ОПЗ, заранее в зависимости от добывных возможностей скважины, на НКТ спускается замковая опора 1, соответствующая типоразмеру спускаемого насоса 2 и выполняющая роль свабоограничителя. После проведения операции по закачиванию кислоты (во время реагирования кислотного состава) осуществляют доспуск замковой опоры 1 на НКТ на 5-10 метров выше искусственного или текущего забоя и спускают насосное оборудование в скважину. Отбираемая текучая среда из скважины, содержащая нефть, пластовую воду, продукты реакции кислоты направляется в нефтевоз. При достижении отбираемой текучей среды значения рН от 4 до 7 выкидную линию соединяют с нефтепроводом. При необходимости приподнимают насосное оборудование на оптимальную глубину в зависимости от добывных возможностей скважины и динамического уровня.A method for developing an oil well using pumping equipment according to the present invention is proposed. In FIG. 2 is a flow diagram of a method for developing an oil well using pumping equipment according to the present invention. According to this method, the composition of the acid solution, the acid concentration and the amount of acid solution are selected depending on the conditions of the oil well. Next, carry out the stage of acid treatment of the bottomhole zone of the well. The acid solution is pumped into the bottomhole zone of the well by any methods known in the art. Expect a period of time for the reaction of the acid solution with the bottomhole rock. Before carrying out the SCR, in advance, depending on the production capabilities of the well, the
Claims (9)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018126135A RU2698354C1 (en) | 2018-07-13 | 2018-07-13 | Well development method after treatment of bottomhole formation zone |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018126135A RU2698354C1 (en) | 2018-07-13 | 2018-07-13 | Well development method after treatment of bottomhole formation zone |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2698354C1 true RU2698354C1 (en) | 2019-08-26 |
Family
ID=67733769
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018126135A RU2698354C1 (en) | 2018-07-13 | 2018-07-13 | Well development method after treatment of bottomhole formation zone |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2698354C1 (en) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5119874A (en) * | 1989-07-21 | 1992-06-09 | Ferguson Fred S | Swab cup and swab assembly |
| RU2410532C1 (en) * | 2010-04-08 | 2011-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well swabbing method |
| RU2432457C1 (en) * | 2010-10-12 | 2011-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for development of well with swabbing |
| RU2459945C1 (en) * | 2011-03-25 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of multi-hole branched horizontal wells |
| RU2614832C2 (en) * | 2015-08-03 | 2017-03-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for development of oil producing well and device for its implementation |
-
2018
- 2018-07-13 RU RU2018126135A patent/RU2698354C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5119874A (en) * | 1989-07-21 | 1992-06-09 | Ferguson Fred S | Swab cup and swab assembly |
| RU2410532C1 (en) * | 2010-04-08 | 2011-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well swabbing method |
| RU2432457C1 (en) * | 2010-10-12 | 2011-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for development of well with swabbing |
| RU2459945C1 (en) * | 2011-03-25 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of multi-hole branched horizontal wells |
| RU2614832C2 (en) * | 2015-08-03 | 2017-03-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for development of oil producing well and device for its implementation |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2667561C1 (en) | Method of multiple hydraulic fracturing of formation in open inclined well hole | |
| RU2490442C1 (en) | Method for well completion | |
| CN105952378A (en) | Tree-shape structure well drilling and completion and yield increasing method | |
| RU2448240C1 (en) | Development method of oil deposits in carbonate reservoirs with water-oil zones | |
| RU2459945C1 (en) | Development method of multi-hole branched horizontal wells | |
| CN110593846A (en) | Gas well gas-liquid separate production well completion pipe string | |
| RU2436944C1 (en) | Procedure for development of reservoir of well by swabbing and device for its implementation | |
| CN109779563A (en) | Prevent the combined type oil well pump of well-flushing polluted reservoir | |
| RU2698354C1 (en) | Well development method after treatment of bottomhole formation zone | |
| RU2627338C1 (en) | Solid carbonate oil deposits development method | |
| RU2616052C1 (en) | Method development of shaly carbonate oil pays | |
| RU2418162C1 (en) | Method for improving permeability of bed during extraction of high-viscosity oil | |
| RU2614832C2 (en) | Procedure for development of oil producing well and device for its implementation | |
| RU2485297C1 (en) | Development method of oil deposits by means of well interconnected through productive formation | |
| RU2499134C2 (en) | Method of development of oil pool located above gas pool and separated therefrom by impermeable parting | |
| RU2524800C1 (en) | Development of inhomogeneous deposit by inclined and horizontal wells | |
| RU2459941C1 (en) | Development method of multi-hole branched horizontal wells | |
| RU2514046C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2738615C1 (en) | Method for simultaneous separate production of oil from two formations of one well by production string | |
| RU2382182C1 (en) | Multi branch, low production rate well assembly for simultaniouse several reservoirs of different productivity production, in abnormally low reservoir pressure conditions | |
| RU102676U1 (en) | DEVICE FOR INTEGRATED PROCESSING OF PRODUCTIVE LAYERS (OPTIONS) | |
| RU2534291C1 (en) | Wet gas or gas condensate well recovery method and its drowning prevention during its further operation | |
| RU2564722C1 (en) | Method of operation of hydrocarbons reservoir | |
| RU2769027C1 (en) | Method for intensifying the production of reservoir products with bottom water (options) | |
| RU2616016C9 (en) | Recovery method for solid carbonate reservoirs |