RU2258803C1 - Production bed treatment method - Google Patents
Production bed treatment method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2258803C1 RU2258803C1 RU2004112432/03A RU2004112432A RU2258803C1 RU 2258803 C1 RU2258803 C1 RU 2258803C1 RU 2004112432/03 A RU2004112432/03 A RU 2004112432/03A RU 2004112432 A RU2004112432 A RU 2004112432A RU 2258803 C1 RU2258803 C1 RU 2258803C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- reservoir
- pressure
- formation
- well
- oil
- Prior art date
Links
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для интенсификации добычи нефти и увеличения нефтеотдачи в осложненных условиях разработки месторождений, в частности при обработке карбонатных пластов.The invention relates to the oil industry and can be used to intensify oil production and increase oil recovery in difficult conditions of field development, in particular when processing carbonate formations.
Известны многочисленные способы реагентных обработок продуктивных пластов, предусматривающие закачку в скважины различных технологических растворов, приготовленных на основе веществ органического и неорганического происхождения. Для повышения проницаемости продуктивных коллекторов и расширения поровых фильтрационных каналов за счет растворения части минералов коллектора в промысловой практике широко используются закачки различных кислот (а.с. СССР №№1677279, 1675545, 1309645, пат. РФ №2055983, Кл. Е 21 В 43/27), кислот с добавками различных замедлителей реакции и стабилизаторов (пат. РФ №2173383, 2070963, 2004783, кл. Е 21 В 43/27).Numerous methods of reagent treatments of reservoirs are known, involving the injection into wells of various technological solutions prepared on the basis of substances of organic and inorganic origin. In order to increase the permeability of productive reservoirs and expand the pore filtration channels by dissolving some of the minerals in the reservoir, injections of various acids are widely used in industrial practice (AS USSR No. 1677279, 1675545, 1309645, Pat. RF No. 2055983, Cl. E 21 V 43 / 27), acids with additives of various reaction inhibitors and stabilizers (US Pat. RF No. 2173383, 2070963, 2004783, CL E 21 B 43/27).
Для реагентных обработок скважин весьма важным является определение достаточного времени обработок скважин, основанное на продолжительности взаимодействия технологических растворов с кольматирующими образованиями. При недостаточном времени обработки скважины проницаемость обрабатываемой зоны, как правило, полностью не восстанавливается, что приводит к неполному восстановлению производительности скважины. Излишнее же время обработки скважины может отрицательно влиять на конструктивные элементы скважины, что неэкономично, а, главное, может привести к ухудшению проницаемости обрабатываемой зоны за счет вторичного образования различного рода твердых и полутвердых соединений.For reagent well treatments, it is very important to determine the sufficient time for well treatments, based on the duration of the interaction of the technological solutions with the clogging formations. With insufficient time for processing the well, the permeability of the treated zone, as a rule, is not completely restored, which leads to an incomplete restoration of the well productivity. Excessive processing time of the well can negatively affect the structural elements of the well, which is uneconomical, and, most importantly, can lead to a deterioration in the permeability of the treated zone due to the secondary formation of various types of solid and semi-solid compounds.
Известны импульсные способы обработки, сочетающие в себе механическое, тепловое и химическое воздействие (Пат. РФ №2191259, кл. Е 21 В 43/263, №2209960, 2191259, 2095561, 2091570, кл. Е 21 В 32/27, 1480412, кл. Е 21 В 43/24), позволяющие более интенсивно разрушать кольматирующие элементы и расширять существующие и образованные при сжигании порохового заряда трещины в призабойной зоне скважины. Однако из-за создания одиночного импульса давления невозможно получить трещины большой протяженности. Для создания трещин большей протяженности необходимо либо увеличить время воздействия избыточного давления, либо повысить амплитуду давления. Но это может привести к разрушению обсадной колонны и к нарушению сцепления цементного камня с колонной.Known pulsed processing methods that combine mechanical, thermal and chemical effects (US Pat. RF No. 2191259, class E 21 V 43/263, No. 2209960, 2191259, 2095561, 2091570, class E 21 B 32/27, 1480412, class E 21 B 43/24), allowing more intensively destroy the clogging elements and expand existing and formed during the combustion of the powder charge charge cracks in the bottomhole zone of the well. However, due to the creation of a single pressure pulse, it is impossible to obtain cracks of great length. To create longer cracks, it is necessary either to increase the exposure time of the overpressure or to increase the pressure amplitude. But this can lead to the destruction of the casing string and to the disruption of adhesion of the cement stone to the string.
Известны также способы обработки призабойной зоны пласта, в которых для образования трещин предлагается спускать в скважину различные приспособления с мембраной на конце, которая разрушается при достижении определенного давления (Пат. РФ №2065949, пат. США №4548252, кл. Е 21 В 43/263). Недостатком данных способов являются низкая эффективность трещинообразования вследствие одноразового воздействия на пласт и из-за малого создаваемого давления.There are also known methods for treating the bottom-hole zone of the formation, in which, for the formation of cracks, it is proposed to lower various devices with a membrane at the end, which collapses when a certain pressure is reached (US Pat. RF No. 2065949, US Pat. No. 4,548,252, class E 21 B 43 / 263). The disadvantage of these methods is the low efficiency of cracking due to a one-time impact on the reservoir and because of the low pressure created.
Известны способы обработки продуктивного пласта, включающие создание трещин в пласте и волновое воздействие упругими колебаниями (Пат. РФ №2085721, Кл. Е 21 В 43/25, Гадиев С.М. Использование вибрации в добыче нефти. М.: Недра, 1977). Недостатком этих известных технических решений является низкая эффективность передачи упругих колебаний в пласте.Known methods for treating a productive formation, including the creation of cracks in the formation and wave action by elastic vibrations (US Pat. RF No. 2085721, CL. E 21 B 43/25, Gadiev SM Use of vibration in oil production. M .: Nedra, 1977) . The disadvantage of these known technical solutions is the low transmission efficiency of elastic vibrations in the reservoir.
Наиболее близким техническим решением является способ обработки нефтяных скважин по пат. РФ №2168006, кл. Е 21 В 43/25, 43/00, согласно которому на продуктивный пласт воздействуют колебаниями от излучателя в интервале перфорации скважины. Скважину оборудуют насосно-компрессорными трубами (НКТ) и герметично перекрывают затрубное пространство с перфорацией. Через НКТ закачивают в скважину через перфорацию в пласт растворяющую частицы пласта жидкость. Здесь создают зону повышенного гидростатического давления, вызывают колебания в жидкости с воздействием ими на пласт. Излучатель устанавливают на устье скважины и механически связывают с НКТ. После этого производят промывку скважины от продуктов реагирования закачанной жидкости с материалами пласта путем вымывания продуктов реагирования через затрубное пространство.The closest technical solution is a method of processing oil wells according to US Pat. RF №2168006, class E 21 B 43/25, 43/00, according to which the reservoir is affected by vibrations from the emitter in the interval of perforation of the well. The well is equipped with tubing (tubing) and hermetically sealed annulus with perforation. Through the tubing, a liquid dissolving the particles of the formation is pumped into the well through perforation into the formation. Here they create a zone of increased hydrostatic pressure, cause fluctuations in the fluid with their impact on the reservoir. The emitter is installed at the wellhead and is mechanically coupled to the tubing. After this, the well is washed from the reaction products of the injected fluid with the formation materials by leaching the reaction products through the annulus.
Хотя сочетание повышенного давления закачиваемой жидкости с ее колебаниями, предложенное в данном способе, повышает интенсивность и соответственно эффективность воздействия на пласт, однако недостатками этого способа являются небольшая амплитуда колебаний, связанная с установкой излучателя на устье скважины и соответственно существенным затуханием волны в НКТ, при этом закачиваемый в пласт реагент, в основном, проникает в пропластки с повышенной проницаемостью.Although the combination of the increased pressure of the injected fluid with its oscillations, proposed in this method, increases the intensity and, accordingly, the effectiveness of the stimulation, the drawbacks of this method are the small amplitude of oscillations associated with the installation of the emitter at the wellhead and, accordingly, significant wave attenuation in the tubing, The reagent injected into the formation mainly penetrates into the interlayers with increased permeability.
Задачей изобретения является увеличение интенсивности воздействия путем создания благоприятных условий как для полнообъемного охвата пласта сетью глубоких несмыкающихся трещин и их эффективного закрепления, так и для увеличения глубины реагентного воздействия, и расширение эксплуатационных возможностей способа.The objective of the invention is to increase the intensity of exposure by creating favorable conditions for both full coverage of the formation with a network of deep non-contacting cracks and their effective fixing, and to increase the depth of the reagent exposure, and expanding the operational capabilities of the method.
Поставленная задача достигается тем, что в известном способе обработки продуктивного пласта, включающем колебательное воздействие в интервале продуктивного пласта от излучателя, закачку химреагентов и промывку скважины, оборудованную системой насосно-компрессорных труб и пакером, согласно изобретению в продуктивном пласте создают и развивают новые трещины и/или интенсифицируют имеющиеся путем последовательного проведения промывки скважины рабочей жидкостью, периодического депрессионно-репрессионного воздействия с промывкой на стадии циркуляции или излива, изоляции пакером обрабатываемого интервала пласта, циклического изменения давления с последующей закачкой рабочей жидкости, например нефти, и/или по крайней мере одной оторочки химреагента, например соляной кислоты, при этом вышеуказанные операции осуществляют при колебательном воздействии излучателем, установленным напротив обрабатываемого интервала продуктивного пласта.The problem is achieved in that in the known method of treating the reservoir, including the oscillatory action in the interval of the reservoir from the emitter, pumping chemicals and flushing the well, equipped with a tubing system and a packer, according to the invention, new cracks are created and developed in the reservoir and / or intensify those available by successive flushing of the well with a working fluid, periodic depressive and repressive action with flushing for s stages of circulation or spout, isolation by the packer of the treated interval of the formation, cyclic pressure change with subsequent injection of the working fluid, for example oil, and / or at least one rim of the chemical reagent, for example hydrochloric acid, while the above operations are carried out under vibrational exposure with a radiator mounted opposite to the processed reservoir interval.
Вышеуказанные отличительные признаки предложенного способа проявляются в возникновении нового режима воздействия на пласт, который характеризуется не только увеличением числа образующихся трещин и глубины их образования, но и возможностью управления их образованием и распространением по пласту.The above distinguishing features of the proposed method are manifested in the emergence of a new regime of impact on the formation, which is characterized not only by an increase in the number of generated cracks and the depth of their formation, but also by the ability to control their formation and propagation throughout the formation.
Согласно изобретению на первом этапе осуществляют воздействие упругими колебаниями на прискважинную зону пласта в сочетании с промывкой скважины рабочей жидкостью, затем периодически производят депрессионно-репрессионное воздействие с повышением забойного давления выше пластового и последующим его снижением до излива (притока) из пласта. При этом благодаря предложенному расположению гидродинамического генератора зона максимального колебательного воздействия локализуется посередине интервала пласта. В данной зоне происходит интенсивное разупрочнение кольматантов и их эффективное извлечение из существующих трещин и поровых каналов пласта в стадиях излива. Такая очистка и восстановление естественной проницаемости в сочетании со стадиями повышения и сброса давления в поле упругих колебаний вызывает существенное ослабление скелета и структуры породы пласта и инициирует образование большого числа зародышей трещинообразования в центральной зоне интервала пласта. Благодаря воздействию упругими колебаниями на нефтегазонасыщенную среду пласта происходит существенное снижение эффективной вязкости пластовых флюидов, уменьшается гистерезис смачивания, инициируются и интенсифицируются фильтрационные процессы в низкопроницаемых каналах и микротрещинах геологической среды пласта. В результате характерные времена смачивания и фильтрации флюидов по вновь образующейся системе микротрещин становятся сопоставимы со временем воздействия, что определяет новое качество - образование необратимой разветвленной системы новых каналов фильтрации с изменением проницаемости, гидропроводности, пьезопроводности и в достаточно локальных объемах среды вблизи скважины, и в заметных областях пласта в целом. При депрессионно-репрессионном воздействии с упругими колебаниями происходит наложение дополнительных быстропеременных упругих деформаций сжатия-разряжения, что интенсифицирует как собственно образование сети микротрещин на поверхности каналов и по радиусу от них, так и создание трещин, протяженных в глубь пласта при больших градиентах давления, а при снижении давления в ПЗП способствует перераспределению и уменьшению остаточных упругих напряжений и уменьшает смыкаемость трещин, соответственно увеличивается площадь открытых пор для фильтрации жидкости. На втором этапе после изоляции обрабатываемого интервала пласта пакером производится циклическое изменение давления, чем достигается расширение и углубление образованных трещин, происходит инициирование и создание сети новых трещин. При последующей закачке рабочей жидкости и/или химреагентов в пласт, одновременно с воздействием на него упругими колебаниями и поднятием давления в пласте, в нем образуется разветвленная и глубокая сеть трещин. Процессы трещинообразования и перестройки матрицы насыщенной углеводородным флюидом среды пласта неразрывно связаны с относительно кратковременным, но интенсивным процессом разгазирования флюида высокого давления по вновь образующейся системе пустот-микротрещин, который протекает скачкообразно по принципу резонансной синхронизации и в целом определяет высокую энергетику и лавинообразность процесса отклика пласта, вызывает подпитывание энергии разгрузки геологической среды пласта. При этом при распространении упругих колебаний по пласту их амплитуды будут уменьшаться слабо, а в определенных условиях даже возрастать.According to the invention, at the first stage, elastic vibrations are applied to the near-wellbore zone of the formation in combination with flushing the well with working fluid, then a depressive-repressive action is periodically performed with an increase in bottomhole pressure above the reservoir and its subsequent decrease to the outflow (inflow) from the reservoir. Moreover, due to the proposed location of the hydrodynamic generator, the zone of maximum vibrational influence is localized in the middle of the reservoir interval. In this zone, intense weakening of colmatants occurs and they are effectively removed from existing fractures and pore channels of the formation in the outflow stages. Such cleaning and restoration of natural permeability in combination with the stages of increasing and depressurizing the field of elastic vibrations causes a significant weakening of the skeleton and rock structure of the formation and initiates the formation of a large number of nuclei of cracking in the central zone of the interval of the formation. Due to the action of elastic vibrations on the oil-gas saturated medium of the formation, a significant decrease in the effective viscosity of formation fluids occurs, wetting hysteresis decreases, and filtration processes in low-permeability channels and microcracks of the formation geological environment are initiated and intensified. As a result, the characteristic times of fluid wetting and filtration through the newly formed system of microcracks become comparable with the exposure time, which determines a new quality - the formation of an irreversible branched system of new filtration channels with a change in permeability, hydraulic conductivity, piezoconductivity and in fairly local volumes of the medium near the well, and in noticeable areas of the reservoir as a whole. In the case of a depressive and repressive action with elastic vibrations, additional rapidly changing elastic compressive-deformation strains are superimposed, which intensifies both the actual formation of a network of microcracks on the channel surface and along the radius from them, and the creation of cracks extended into the depth of the reservoir at large pressure gradients, and at a decrease in pressure in the bottomhole zone contributes to the redistribution and reduction of residual elastic stresses and reduces the fracture closure, respectively, the area of open pores increases A fluid filtration. At the second stage, after isolation of the treated interval of the formation, the packer makes a cyclic change in pressure, thereby expanding and deepening the formed cracks, initiating and creating a network of new cracks. During the subsequent injection of the working fluid and / or chemicals into the formation, simultaneously with the action of elastic vibrations on it and pressure increase in the formation, a branched and deep network of cracks forms in it. The processes of crack formation and matrix transformation saturated with a hydrocarbon fluid of the formation medium are inextricably linked with a relatively short-term, but intensive process of degassing the high-pressure fluid along the newly formed void-microcrack system, which proceeds stepwise according to the principle of resonant synchronization and generally determines the high energy and avalanche of the formation response process, causes recharge energy unloading the geological environment of the reservoir. In this case, when elastic vibrations propagate through the formation, their amplitudes will decrease slightly, and under certain conditions even increase.
В отличие от известных способов, при реализации которых трещины образуются из изначально наиболее слабой зоны интервала пласта (наиболее вероятно - в области его кровли или подошвы) и уходят в окружающие непродуктивные породы, в предложенном способе трещины инициируют из предварительно подготовленной центральной зоны интервала пласта и это обеспечивает наиболее полнообъемное по ширине и глубине пласта развитие трещин. Колебательное воздействие при закачке химреагентов приводит к эффективному заполнению как крупных, так и самых узких трещин, и обеспечивает эффективность обработки как по толщине пласта, так и по его простиранию.Unlike the known methods, in the implementation of which cracks form from the initially weakest zone of the interval of the formation (most likely in the area of its roof or sole) and go into the surrounding unproductive rocks, in the proposed method, the cracks are initiated from a previously prepared central zone of the interval of the formation and this provides the most full-blown crack width and depth. The vibrational effect during the injection of chemicals leads to the effective filling of both large and narrowest cracks, and ensures processing efficiency both in the thickness of the formation and in its strike.
Кроме того, поскольку при создании микротрещин для образования новых фильтрационных полей в пластах требуется достаточно полное смачивание вновь образующейся поверхности породы флюидом, а характерные времена фильтрационных процессов в известных способах намного превышают характерные времена раскрытия трещин, то по окончании воздействия происходит смыкание образующихся микротрещин по «сухим» контактами и необратимого разветвленного трещинообразования не происходит. В результате воздействие не оказывает заметного положительного влияния на фильтрационные поля пласта в целом.In addition, since the creation of microcracks for the formation of new filtration fields in the formations requires sufficiently complete wetting of the newly formed rock surface with fluid, and the characteristic times of the filtration processes in the known methods far exceed the characteristic times of crack opening, at the end of the exposure, the resulting microcracks are closed in dry »Contacts and irreversible branched cracking does not occur. As a result, the impact does not have a noticeable positive effect on the filtration fields of the formation as a whole.
В целях оптимизации способа и увеличения охвата воздействием целесообразно при периодическом депрессионно-репрессионном воздействии в пласт дополнительно закачивать по крайней мере одну оторочку химреагента, например, раствора поверхностно-активного вещества, химреагентов с кислой или щелочной реакцией, углеводородных растворителей или их композиций, причем в карбонатные пласты дополнительно закачивают соляную кислоту или ее растворы и/или нефтекислотную эмульсию. В качестве рабочей жидкости могут быть использованы нефть, вода, растворы поверхностно-активных веществ и других химреагентов.In order to optimize the method and increase the coverage by exposure, it is advisable to periodically inject at least one rim of a chemical agent, for example, a solution of a surfactant, chemicals with an acid or alkaline reaction, hydrocarbon solvents or their compositions, and in carbonate the layers additionally inject hydrochloric acid or its solutions and / or oil acid emulsion. As a working fluid, oil, water, solutions of surfactants and other chemicals can be used.
Понижение забойного давления при периодическом депрессионно-репрессионном воздействии можно осуществлять с помощью инжектора.Downhole pressure reduction during periodic depressive and repressive action can be carried out using an injector.
При необходимости периодическое депрессионно-репрессионное воздействие можно создавать весом столба жидкости, например заполнением скважины газожидкостной пеной или раствором хлористого кальция.If necessary, periodic depression and repression can be created by weighing a liquid column, for example, filling a well with gas-liquid foam or a solution of calcium chloride.
Для улучшения технологических показателей обработки при периодическом депрессионно-репрессионном воздействии с промывкой на стадии циркуляции или излива целесообразно увеличивать технологические параметры рабочей жидкости, например, давление и/или расход, в зависимости от характеристик призабойной зоны пласта, например приемистости.To improve the technological parameters of processing during periodic depressive and repressive action with washing at the stage of circulation or spout, it is advisable to increase the technological parameters of the working fluid, for example, pressure and / or flow rate, depending on the characteristics of the bottom-hole formation zone, for example, injectivity.
Для оценки результативности проведенных операций при периодическом депрессионно-репрессионном воздействии можно проводить гидродинамическое тестирование и по его результатам судить о времени перехода к изоляции пакером обрабатываемого интервала пласта.To evaluate the effectiveness of the operations performed under periodic depressive-repressive effects, hydrodynamic testing can be carried out and its results can be used to judge the time of transition to isolation of the treated formation interval by the packer.
Циклическое изменение давления можно осуществлять периодическим повышением и понижением забойного давления, а при необходимости и в несколько стадий, вплоть до разрыва пласта, постепенно увеличивая технологические параметры рабочей жидкости, например давление и расходы, при этом после разрыва пласта можно закачивать рабочую жидкость, например соляную кислоту, и дополнительно продавливать ее нефтью.A cyclic change in pressure can be carried out by periodically increasing and decreasing the bottomhole pressure, and if necessary, in several stages, until the formation ruptures, gradually increasing the technological parameters of the working fluid, for example pressure and flow rates, and after the break, it is possible to pump working fluid, for example hydrochloric acid , and additionally push it with oil.
Для закрепления трещин от смыкания можно после разрыва пласта в скважину закачивать закрепляющий агент, например проппант.To fix the cracks from closing, after the formation rupture, a fixing agent, for example, proppant, can be pumped into the well.
Для уменьшения ухода жидкости из трещин в поры коллектора в одном из циклов повышения давления в продуктивный пласт полезно закачивать рабочую жидкость, например эмульсию, раствор реагента с повышенной вязкостью, а в случае сильного поглощения в продуктивный пласт дополнительно закачивать изолирующий или блокирующий состав, например эмульсию.To reduce the flow of fluid from cracks into the pores of the reservoir in one of the cycles of increasing pressure into the reservoir it is useful to pump a working fluid, for example an emulsion, a solution of a reagent with a high viscosity, and in case of strong absorption, an insulating or blocking composition, for example, an emulsion, can be injected into the reservoir.
При пониженной приемистости целесообразно после изоляции пакером обрабатываемого интервала пласта циклическое изменение давления начинать с закачки оторочки кислоты.With reduced injectivity, it is advisable, after isolation by the packer of the treated interval of the formation, to begin a cyclic change in pressure with the injection of an acid rim.
При обработке карбонатных пластов при закачке оторочки химреагента можно производить чередующуюся закачку в пласт оторочек кислоты и нефтекислотной эмульсии.When processing carbonate formations during the injection of a chemical rim, alternating injection of acid rims and an oil emulsion into the formation can be performed.
Для повышения проникающей способности и снижения отрицательных последствий в закачиваемую кислоту полезно вводить функциональные добавки, например, поверхностно-активных вещества, деэмульгирующие, диспергирующие, антиосадковые вещества.To increase the penetrating ability and reduce the negative consequences, it is useful to introduce functional additives into the injected acid, for example, surfactants, demulsifying, dispersing, and anti-precipitating substances.
В плотных коллекторах желательно предварительно создавать и/или инициировать начальный процесс трещинообразования, например пороховыми зарядами.In dense reservoirs, it is desirable to pre-create and / or initiate the initial cracking process, for example, with powder charges.
Для оптимизации колебательного воздействия можно предварительно определять параметры имеющихся в продуктивном пласте трещин, например методом сейсмолокации бокового обзора скважин, и по их совокупности определять параметры упругих колебаний и рабочей жидкости.To optimize the vibrational effect, it is possible to preliminarily determine the parameters of the cracks in the reservoir, for example, by seismic location of a side view of wells, and collectively determine the parameters of elastic vibrations and the working fluid.
В качестве излучателя можно использовать гидродинамические генераторы, например импульсные или с регулярными волнами, или электромеханические преобразователи.As the emitter, you can use hydrodynamic generators, such as pulsed or with regular waves, or electromechanical converters.
Для интенсификации очистки призабойной зоны скважины после закачки хотя бы одной оторочки химреагента производят извлечение продуктов реакции с использованием инжектора или прокачкой пены.To intensify the cleaning of the bottom-hole zone of the well after injection of at least one rim of a chemical reagent, the reaction products are extracted using an injector or pumping foam.
При возможном нефтегазопроявлении целесообразно вместо глушения водой обработку карбонатного продуктивного пласта завершать заполнением скважины обратной водонефтяной эмульсией, приготовляемой на забое или на устье скважины при прокачке водонефтяных смесей через вихревой гидродинамический генератор.In the event of a possible oil and gas manifestation, it is advisable to complete the treatment of the carbonate reservoir in place of filling the well with reverse water-oil emulsion, prepared at the bottom or at the wellhead when pumping water-oil mixtures through a vortex hydrodynamic generator.
Можно на продуктивный пласт в околоскважинной зоне дополнительно воздействовать источником физических полей, например вибросейсмическим или переменным электромагнитным.It is possible to additionally influence the reservoir in the near-wellbore zone with a source of physical fields, for example, vibroseismic or variable electromagnetic.
Для поддержания достигнутой продуктивности полезно после обработки продуктивного пласта в скважину на постоянную работу опускать импульсные или волновые устройства на период эксплуатации скважины.To maintain the achieved productivity it is useful after processing the reservoir into the well for continuous operation to lower the pulse or wave devices for the period of operation of the well.
Способ осуществляют следующим образом.The method is as follows.
Для назначенной скважины производят анализ геолого-технических характеристик и промысловых данных, на основании которого выбирают в интервале продуктивного пласта уровень размещения излучателя, а также рабочую жидкость и химические агенты, например воду и глинокислоту (водный раствор смеси плавиковой и соляной кислот). В качестве генератора для виброволнового воздействия выбирают гидродинамический генератор, например, типа ГД2В-20 технологического комплекса оборудования «СТРЭНТЭР».For the designated well, the geological and technical characteristics and production data are analyzed, based on which the emitter placement level is selected in the reservoir interval, as well as working fluid and chemical agents, such as water and clay acid (an aqueous solution of a mixture of hydrofluoric and hydrochloric acids). A hydrodynamic generator, for example, of the type GD2V-20 of the technological complex of STRENTER equipment, is chosen as a generator for vibrating microwave exposure.
В скважину в интервал пласта спускают на насосно-компрессорных трубах (НКТ) генератор колебаний, пакер с якорем и, при необходимости документирования забойных параметров, автономный многосуточный глубинный прибор, например манометр-термометр. Устанавливают устьевую арматуру или превентор. От затрубной задвижки прокладывают выкидной трубопровод в технологическую емкость с рабочей жидкостью, например, желобную емкость. К НКТ с помощью нагнетательного трубопровода подключают насосные агрегаты для параллельной работы, у которых конец приемного рукава с фильтром опускают в желобную емкость. В рабочую жидкость добавляют ПАВ.An oscillation generator, a packer with an anchor and, if necessary, documentation of downhole parameters, an autonomous multi-day depth device, for example, a manometer-thermometer, are lowered into the well in the interval of the formation on tubing (tubing). Install a wellhead or preventer. From the annular valve, a flow line is laid in a process vessel with a working fluid, for example, a trough vessel. Pumping units for parallel operation are connected to the tubing with the help of the discharge pipe, in which the end of the receiving sleeve with the filter is lowered into the groove tank. Surfactant is added to the working fluid.
Сначала на средних оборотах насосного агрегата производят долив скважины до появления циркуляции. По израсходованному объему жидкости V [м3], плотности ρ [кг/м3], известной глубине скважины Н [м] и удельному объему внутреннего пространства скважины Vc [м3/пог.м] уточняют пластовое давление по формуле:First, at medium speeds of the pumping unit, the wells are topped up until circulation appears. The reservoir pressure is determined from the expended fluid volume V [m 3 ], density ρ [kg / m 3 ], known well depth N [m] and specific volume of the internal space of the well V c [m 3 / pog.m] by the formula:
Pпл=ρg(H-V/Vc)·10-6 [МПа],P PL = ρg (HV / V c ) · 10 -6 [MPa],
где g=9,81 м/с2 - ускорение свободного падения.where g = 9.81 m / s 2 is the acceleration of gravity.
Далее включают насосные агрегаты, производят промывку скважины с циркуляцией через желобную емкость путем прокачки рабочей жидкости через НКТ, генератор, межтрубное пространство, выкидную линию с выходом загрязненной жидкости обратно в емкость, где происходит оседание взвешенных частиц. Изменением расхода насосов настраивают номинальный режим работы генератора. По объему кольцевого зазора между колонной и НКТ (затрубном пространстве) Vк и расходу Q1 рассчитывают время t=Vк/Q1, когда первые порции забойной жидкости выйдут на устье и можно будет отбирать первую пробу вытекающей жидкости. Последующие пробы отбирают через каждые 10-30 мин в зависимости от интенсивности выноса кольматанта. В отобранных пробах визуально оценивают цвет и компонентный состав жидкости (наличие твердых и мягких частиц, эмульсии, газа и др.) и количество осадка. В таком режиме работают в течение 2-8 часов или до снижения количества взвешенных частиц в жидкости. С помощью гидродинамического генератора, установленного напротив обрабатываемого интервала продуктивного пласта, возбуждаются высокоамплитудные колебания давления, которые передаются через обсадную колонну и перфорационные каналы скважины (или стенку открытого ствола) в пласт и трансформируются в призабойной зоне в упругие колебания достаточно большой интенсивности. Упругие колебания наряду со стимулированием трещинообразования способствуют разрушению отложений на поверхности перфорационных каналов; в пористой среде происходит тиксотропное разжижение глинистых включений, дезинтеграция кольматирующего материала, ослабляется связь его с породой, облегчается перенос частиц потоком жидкости по поровым каналам, а также уменьшается блокирующее влияние присутствующих фаз - воды, нефти и/или газа, увеличивается фильтрация жидкости и вынос кольматирующего материала в скважину, в результате чего очищаются естественные поровые каналы и увеличивается гидропроводность приствольной зоны коллектора.Next, they include pumping units, flushing the well with circulation through the gutter by pumping the working fluid through the tubing, generator, annulus, flow line with the outlet of the contaminated fluid back to the tank, where suspended particles settle. By changing the flow rate of the pumps, the nominal operating mode of the generator is adjusted. The volume of the annular gap between the column and tubing (annulus) V to and the flow rate Q 1 calculate the time t = V to / Q 1 when the first portions of the bottomhole fluid will reach the mouth and it will be possible to take the first sample of the outflowing fluid. Subsequent samples are taken every 10-30 minutes, depending on the intensity of the removal of colmatant. In the selected samples, the color and component composition of the liquid (the presence of hard and soft particles, emulsion, gas, etc.) and the amount of precipitate are visually evaluated. In this mode, they work for 2-8 hours or until the amount of suspended particles in the liquid decreases. Using a hydrodynamic generator installed opposite the processed interval of the reservoir, high-amplitude pressure fluctuations are excited, which are transmitted through the casing and perforation channels of the well (or the wall of the open hole) into the formation and are transformed into bottom-hole zone into elastic vibrations of sufficiently high intensity. Elastic vibrations along with the stimulation of crack formation contribute to the destruction of deposits on the surface of perforation channels; in a porous medium, thixotropic liquefaction of clay inclusions occurs, disintegration of the clogging material, its bond with the rock is weakened, the transport of particles by the fluid flow through the pore channels is facilitated, and the blocking effect of the phases present - water, oil and / or gas, is reduced, the filtration of the fluid and the removal of the clogging material into the well, as a result of which the natural pore channels are cleaned and the hydraulic conductivity of the near-trunk zone of the collector increases.
Далее производят периодическое депрессионно-репрессионное воздействие. При этом повышают забойное давление в течение определенного времени (обычно 15-60 мин), достаточного для накопления высокого потенциального запаса упругой энергии сжатия жидкости и породы в наиболее загрязненной области ПЗП, вблизи скважины создается зона с повышенным давлением, так называемая «воронка репрессии». Повышение давления проще всего осуществлять нагнетанием рабочей жидкости от насосного агрегата, хотя можно увеличивать вес столба жидкости повышением ее плотности, причем это осуществляется как с остановкой, так и без прекращения циркуляции. Для качественной оценки фильтрационных свойств ПЗП в процессе повышения давления проводят гидродинамическое тестирование путем определения темпа роста давления и последующего прослеживания динамики его падения. Максимальное давление при этом ограничивают давлением опрессовки эксплуатационной обсадной колонны. Затем понижают забойное давление и одновременно включают промывку скважины. В это время накопленная упругая энергия сжатия жидкости и породы начинает высвобождаться в виде излива из пласта, по отношению к призабойной зоне образуется локальная «депрессионная воронка». При изливе вместе с потоком жидкости выносится кольматант, а упругие колебания интенсифицируют его извлечение. Для создания депрессии можно использовать инжектор или прокачивать пену.Then produce periodic depression and repression. At the same time, the bottomhole pressure is increased over a certain period of time (usually 15-60 minutes), sufficient to accumulate a high potential reserve of elastic energy for compressing the liquid and rock in the most contaminated area of the bottomhole formation zone, a zone with increased pressure is created near the well, the so-called “repression funnel”. It is easiest to increase the pressure by injecting the working fluid from the pump unit, although it is possible to increase the weight of the fluid column by increasing its density, and this is done both with a stop and without stopping the circulation. For a qualitative assessment of the filtration properties of the BCP in the process of increasing pressure, hydrodynamic testing is carried out by determining the rate of increase in pressure and subsequent monitoring of the dynamics of its fall. The maximum pressure is limited by the pressure of the test casing string. Then downhole pressure is reduced and at the same time flushing the well is started. At this time, the accumulated elastic energy of fluid and rock compression begins to be released in the form of an outflow from the formation, and a local “depression funnel” is formed in relation to the bottomhole zone. When spouting, the colmatant is carried out along with the fluid flow, and elastic vibrations intensify its extraction. To create depression, you can use an injector or pump foam.
Чередование депрессии и репрессии позволяет вблизи ствола скважины, в наиболее загрязненной зоне, создавать направленные из пласта к забою большие локальные градиенты давления, которые кратковременно могут даже превышать давление гидроразрыва по абсолютной величине, и при этом создаются знакопеременные упругие деформации в перфорационных каналах и в приствольной зоне пласта. При колебательном воздействии происходит наложение дополнительных быстропеременных упругих деформаций сжатия-разряжения, что интенсифицирует как собственно образование сети микротрещин на поверхности каналов и по радиусу от них, так и создание дополнительных трещин, протяженных в глубь пласта при больших градиентах давления, а при снижении давления в ПЗП способствует перераспределению и уменьшению остаточных упругих напряжений и уменьшает смыкаемость трещин, соответственно увеличивается площадь открытых пор для фильтрации жидкости.The alternation of depression and repression allows, near the wellbore, in the most contaminated area, to create large local pressure gradients directed from the formation towards the bottom, which may even briefly exceed the hydraulic fracture pressure in absolute value, and at the same time alternating elastic deformations are created in the perforation channels and in the near-stem zone layer. During vibrational action, additional fast-varying elastic compressive-deformation strains are superimposed, which intensifies both the actual formation of a network of microcracks on the channel surface and the radius from them, and the creation of additional cracks extended into the depth of the reservoir with large pressure gradients, and with a decrease in pressure in the PPP promotes redistribution and reduction of residual elastic stresses and reduces crack closure; accordingly, the area of open pores for filtering fluid increases tee.
С увеличением количества чередований депрессий и репрессий на пласт будут обрабатываться все более отдаленные от ствола скважины области за счет создания локальных градиентов в далее распределенных закольматированных зонах, что приводит к их последовательному расформированию и выносу кольматанта в скважину вместе с притекающей жидкостью. В результате производится глубокая очистка ПЗП и восстанавливается естественная проницаемость.With an increase in the number of alternations of depressions and repressions on the formation, areas that are more and more distant from the wellbore will be processed by creating local gradients in the further distributed colmatized zones, which will lead to their subsequent decomposition and removal of the mud into the well along with the inflowing fluid. The result is a deep cleaning of the bottomhole zone and restores the natural permeability.
Для удаления отложений, которые образуют с поверхностью породообразующих минералов коллектора сильные химические и физико-химические связи, на стадии репрессионного воздействия закачивают в пласт одну или несколько оторочек расчетных объемов реагентов различного функционального назначения - растворителей, растворов ПАВ, кислот, щелочей и других активных солей и реагентов или их композиций, в том числе и в виде эмульсий. Колебательное воздействие не только облегчает внедрение в пропластки, мелкие поры и малопроницаемые зоны коллектора, но и интенсифицирует действие реагентов.To remove deposits that form strong chemical and physicochemical bonds with the surface of the rock-forming minerals of the reservoir, at the stage of repression, one or several fringes of calculated volumes of reagents for various functional purposes — solvents, surfactant solutions, acids, alkalis, and other active salts, and reagents or their compositions, including in the form of emulsions. The vibrational effect not only facilitates the incorporation into interlayers, small pores and low-permeability zones of the reservoir, but also intensifies the action of the reagents.
На втором этапе производится изоляция обрабатываемого интервала пласта пакером, после чего производится циклическое изменение давления, например периодическим повышением и понижением забойного давления нагнетанием рабочей жидкости насосными агрегатами, поднимая давление выше давления опрессовки эксплуатационной обсадной колонны, даже вплоть до гидроразрыва пласта. Этим достигается расширение и углубление образованных трещин, происходит инициирование и создание сети новых трещин. При последующей закачке рабочей жидкости и/или химреагентов в пласт поднимают давление в пласте, а благодаря одновременному воздействию на него упругими колебаниями в нем образуется разветвленная и глубокая сеть трещин.At the second stage, the treated interval of the formation is isolated by the packer, after which a cyclic change in pressure is made, for example, periodic increase and decrease in bottomhole pressure by pumping the working fluid, raising the pressure above the pressure of the operational casing string, even up to hydraulic fracturing. This achieves the expansion and deepening of the formed cracks, initiates and creates a network of new cracks. With the subsequent injection of the working fluid and / or chemicals into the formation, the pressure in the formation is raised, and due to the simultaneous action of elastic vibrations on it, a branched and deep network of cracks is formed in it.
Чтобы охватить большую площадь пласта реагентным воздействием, увеличивают темп закачки химического агента и продавочной жидкости, тогда реагент, не теряя своей реакционной способности, успевает проникнуть гораздо глубже в пласт. С этой же целью можно добавлять в реагент замедлители реакции. Для карбонатных пластов хорошо зарекомендовала себя нефтекислотная эмульсия, которая благодаря гидрофобным свойствам и совместимости с пластовыми флюидами и породой характеризуется способностью далеко проникать в карбонатный пласт до обеднения реакционной способности. По свойствам она подобна кислоте с замедлителями реакции, но ниже по стоимости. В то же время после внедрения в трещины на достаточную глубину эмульсия за счет повышенной вязкости оказывает сопротивление закачке и заставляет вводить в работу другие поры и трещины для внедрения в пласт. Если за оторочками эмульсии закачивать порции кислоты, то наряду с расширением каналов в приствольной зоне они будут внедряться в поры породы и раскрывать не охваченные воздействием трещины.In order to cover a large area of the formation with reagent, they increase the rate of injection of the chemical agent and displacement fluid, then the reagent, without losing its reactivity, manages to penetrate much deeper into the formation. For the same purpose, reaction inhibitors can be added to the reagent. Oil-carbon emulsion, which, due to its hydrophobic properties and compatibility with formation fluids and rock, is characterized by its ability to penetrate far into the carbonate formation before depletion of reactivity, has proven itself well for carbonate formations. In properties, it is similar to acid with reaction inhibitors, but lower in cost. At the same time, after penetration into the cracks to a sufficient depth, the emulsion, due to its increased viscosity, resists injection and forces other pores and cracks to be put into operation for penetration into the formation. If portions of acid are pumped behind the rims of the emulsion, then along with the expansion of the channels in the near-stem zone, they will penetrate into the pores of the rock and open cracks not covered by the impact.
Повышение эффективности достигается за счет равномерности взаимодействия кислоты с породой при снижении давления нагнетания, увеличения скорости реакции, создания новых и стимуляции имеющихся трещин, что способствует последующему рациональному использованию оторочек кислоты и нефтекислотной эмульсии для создания собственно каверн накопителей. При этом уменьшается опасность поступления воды из водонасыщенного интервала.The increase in efficiency is achieved due to the uniform interaction of acid with the rock with a decrease in injection pressure, an increase in the reaction rate, the creation of new and stimulation of existing cracks, which contributes to the subsequent rational use of acid rims and oil-emulsion emulsions to create the actual storage cavities. This reduces the risk of water from the water saturated interval.
При постепенном повышении давления до давления гидроразрыва колебания давления, возбуждаемые генератором на забое скважины, создают в приствольной зоне упругие деформации пласта, способствующие образованию микротрещин и первичной трещины гидроразрыва при меньших забойных давлениях. При последующем развитии трещины колебания давления в ней оказывают расклинивающее действие и способствуют образованию дополнительных микро- и макротрещин, а при закреплении трещины облегчается перенос песчаной фракции вглубь и она более равномерно распределяется в ней, тем самым повышается эффективность гидроразрыва. Для интенсификации процесса можно на продуктивный пласт в околоскважинной зоне дополнительно воздействовать источником физических полей, например вибросейсмическим или переменным электромагнитным.With a gradual increase in pressure to hydraulic fracturing pressure, pressure fluctuations excited by the generator at the bottom of the well create elastic deformations in the near-wellbore zone, which contribute to the formation of microcracks and the primary hydraulic fracture at lower bottom-hole pressures. With the subsequent development of the crack, the pressure fluctuations in it exert a proppant and contribute to the formation of additional micro- and macrocracks, and when the crack is fixed, the sand fraction is transported deeper into the depth and it is more evenly distributed in it, thereby increasing the hydraulic fracturing efficiency. To intensify the process, it is possible to additionally act on the reservoir in the near-wellbore zone with a source of physical fields, for example, vibroseismic or variable electromagnetic.
На третьем этапе после рассасывания и снижения давления в скважине ее осваивают на приток снижением уровня в ней, например компрессированием или свабированием или в процессе эксплуатации глубинным насосом. Для повышения эффективности извлечения из пласта продуктов реакции освоение лучше производить с использованием инжектора в сочетании с колебательным воздействием.In the third stage, after resorption and pressure reduction in the well, it is mastered for inflow by lowering the level in it, for example by compression or swab or during operation by a deep pump. To increase the efficiency of extraction of reaction products from the formation, development is best done using an injector in combination with vibrational action.
Далее производят работы по вводу скважины в эксплуатацию.Next, the well is put into operation.
Для продолжительного поддержания достигнутой продуктивности полезно после обработки продуктивного пласта в скважину на постоянную работу спускать импульсные или волновые устройства на период эксплуатации скважины. При этом в нагнетательные скважины спускают гидродинамические генераторы конструкции «НПП ОЙЛ-ИНЖИНИРИНГ» типа ГД2В технологического комплекса «СТРЭНТЭР» на постоянной подвеске и включают в работу подключением к водоводу. В добывающие скважины спускают скважинные импульсные устройства типа «УНИС» конструкции «НПП ОЙЛ-ИНЖИНИРИНГ», позволяющие одновременно с колебательным воздействием импульсами давления производить добычу нефти встроенным в него глубинным насосом.To maintain the achieved productivity for a long time, it is useful after processing the reservoir into the well for continuous operation to lower pulsed or wave devices for the period of well operation. At the same time, hydrodynamic generators of the NPP OIL-ENGINEERING design type GD2V of the STRENTER technological complex with a constant suspension are lowered into injection wells and are switched on by connecting to a water conduit. Downhole impulse devices of the UNIS type, designed by NPP OIL-ENGINEERING, are lowered into production wells, which allow simultaneous oscillatory action of pressure pulses to produce oil by an integrated deep-well pump.
При разработке залежи с осложненными геолого-физическими условиями системой очаговых скважин целесообразно в каждой скважине производить обработку продуктивного пласта по предлагаемому способу, что позволит увеличить область дренирования каждой скважины и вовлечь в работу застойные зоны с соответствующим увеличением нефтеотдачи пласта.When developing a reservoir with complicated geological and physical conditions, a system of focal wells, it is advisable to treat a productive formation in each well according to the proposed method, which will increase the drainage area of each well and involve stagnant zones with a corresponding increase in oil recovery.
Пример осуществления способа на нагнетательной скважине. An example implementation of the method on the injection well.
Для проведения обработки выбрана нагнетательная скважина, вскрывшая в интервале глубин 1790-1796 м терригенный пласт Д1 "б" девонских отложений, представленных заглинизированными алевролитами. Скважина обсажена эксплуатационной колонной 146 мм с толщиной стенок 7,75 мм. Пористость пласта равна 17%, средняя проницаемость - 0,58 мкм2. Пластовое давление 16,5 МПа. Текущая приемистость 0 м3/сут при давлении 14,5 МПа.For processing, an injection well was selected, which revealed in the depth interval 1790-1796 m the terrigenous layer D 1 "b" of the Devonian sediments represented by clayed siltstones. The well was cased with a production string of 146 mm with a wall thickness of 7.75 mm. The porosity of the formation is 17%, the average permeability is 0.58 μm 2 . The reservoir pressure is 16.5 MPa. The current throttle response is 0 m 3 / day at a pressure of 14.5 MPa.
Этап 1.Stage 1.
Предварительно произвели кумулятивную перфорацию в интервале пласта перфоратором ПК-105, всего - 60 отв.Cumulative perforation was preliminarily performed in the reservoir interval with a PK-105 perforator, total - 60 holes.
Спустили генератор ГД2В-15 конструкции «НПП Ойл-Инжиниринг» с резонатором и пакером типа ПВМ-122-1000 и якорем. С привязкой по радиоактивному каротажу и локатору муфт установили генератор посередине интервала пласта.We lowered the GD2V-15 generator of the NPP Oil-Engineering design with a resonator and packer of the PVM-122-1000 type and an anchor. With reference to the radioactive logging and locator couplings installed generator in the middle of the interval of the reservoir.
Обвязали устье скважины с 2-мя насосными агрегатами типа ЦА-320.They tied the wellhead with 2 pumping units of the CA-320 type.
Включили оба агрегата, произвели долив 4 м3 водой (1,18 г/см3) и промывку скважины. Испытали скважину на приемистость - не принимает при давлении 16 МПа.Turned on both units, made adding 4 m 3 water (1.18 g / cm 3 ) and flushing the well. The well was tested for injectivity - it does not accept at a pressure of 16 MPa.
При открытом затрубе произвели промывку скважины с колебательным воздействием в течение 2,5 часа. В пробах содержалась взвесь черного цвета, в конце - грязно-рыжеватого цвета.With an open annulus, the well was flushed with an oscillatory action for 2.5 hours. The samples contained a suspension of black color, at the end - a dirty reddish color.
Произвели 3 раза депрессионно-репрессионное воздействие. Испытали на приемистость - появилось слабое поглощение.Produced 3 times depression and repression. Tested for throttle response - there was a weak absorption.
Этап 2.Stage 2.
Спуском клапана спрессовали НКТ давлением 34 МПа. Посадили пакер.By lowering the valve, the tubing was compressed with a pressure of 34 MPa. They planted a packer.
Произвели циклическое изменение давления повышением и понижением забойного давления нагнетанием рабочей жидкости насосными агрегатами, в результате скважина при давлении Р=18 МПа начала принимать с расходом 2 л/сек, затем давление закачки снизилось до 10 МПа. При Р=12 МПа расход 4 л/сек, при Р=13 МПа принимает с расходом 5 л/сек. подключили в работу 4 насосных агрегата СИН-31. Повысили расход рабочей жидкости и сначала закачали 30 куб.м воды, затем 11 куб.м глинокислоты и в конце продавили 30 куб.м воды. Оставили на снижение давления, при этом дополнительно спустили гидродинамический генератор колебаний типа ГД2В технологического комплекса «Стрэнтэр» на постоянной подвеске и включили в работу от водовода.They made a cyclic change in pressure by increasing and decreasing the bottomhole pressure by pumping the working fluid, as a result, the well began to receive at a pressure of P = 18 MPa at a rate of 2 l / s, then the injection pressure dropped to 10 MPa. At P = 12 MPa, the flow rate is 4 l / s; at P = 13 MPa, it takes at a rate of 5 l / s. 4 pump units SIN-31 were connected to work. The flow rate of the working fluid was increased, and first 30 cubic meters of water were pumped, then 11 cubic meters of clay and, at the end, 30 cubic meters of water were pumped. They left to reduce the pressure, while additionally lowering the hydrodynamic oscillation generator of the type GD2V of the technological complex "Stranter" on a constant suspension and turned it on from the water main.
Этап 3.Stage 3.
Произвели заключительные работы по пуску скважины в эксплуатацию.They completed the final commissioning of the well.
По результатам замеров приемистости при закачке от водовода расход составил 250 м3/сут при давлении 9,5 МПа.According to the results of injectivity measurements during injection from the water supply, the flow rate was 250 m 3 / day at a pressure of 9.5 MPa.
Пример осуществления способа на добывающей скважине.An example implementation of the method at the producing well.
Для проведения обработки выбрана добывающая скважина, вскрывшая продуктивные карбонатные отложения Башкирского яруса среднего карбона. Интервал перфорации 982,0-992 м (100 отв. перфоратором ЗПК-105С). Эксплуатационная колонна 146 мм. Текущий забой 1201 м. Пластовое давление 8,0 МПа. Дебит нефти 1,3 т/сут, обводненность 34,7%.For processing, a production well was selected that uncovered productive carbonate deposits of the Bashkir layer of middle carbon. Perforation interval 982.0-992 m (100 holes drilled by ZPK-105S punch). Production string 146 mm. The current face is 1201 m. The reservoir pressure is 8.0 MPa. The oil production rate of 1.3 tons / day, the water cut of 34.7%.
Предварительно произвели кумулятивную перфорацию в интервале 983,5-986,5 м перфоратором ЗПК-105С, всего - 30 отв.Cumulative perforation was preliminarily performed in the range of 983.5–986.5 m with a ZPK-105S puncher, a total of 30 holes.
Спустили в скважину генератор колебаний ГД2В-20 конструкции «НПП Ойл-Инжиниринг», через 2 трубы - пакер типа ПВМ-118- 700 с якорем типа ЯГ, через 1 трубу установили вставной фильтр и еще через 2шт. НКТ - реперный патрубок. В нижнюю часть резонатора установили автономный глубинный манометр-термометр. С привязкой по радиоактивному каротажу и локатору муфт установили генератор на глубине 985 м.We lowered the GD2V-20 oscillation generator of the NPP Oil-Engineering design into the well, through 2 pipes - a packer of the PVM-118-700 type with an anchor of the YaG type, an insert filter and 2 pcs more through 1 pipe. Tubing - reference pipe. An autonomous deep manometer-thermometer was installed in the lower part of the resonator. With reference to radioactive logging and locator couplings, a generator was installed at a depth of 985 m.
Сменили объем жидкости в скважине на нефть.Changed the volume of fluid in the well to oil.
Этап 1Stage 1
Произвели промывку скважины с прокачкой нефти от 2-х насосных агрегатов типа ЦА-320 в трубы в режиме циркуляции через желобную емкость в течение 2,5 часа. Далее осуществили депрессионно-репрессионное воздействие с закачкой жидкости в пласт при давлении до 15 МПа и изливом при одновременной прокачке жидкости, а также повышением забойного давления путем прикрывания затрубной задвижки при продолжающейся циркуляции и поддержании оборотов насосов. При этом наблюдалось поглощение жидкости. Закачали в пласт соляную кислоту 3 м3, продавили в пласт нефтью в объеме 6 м3.The wells were flushed with oil pumped from 2 pumping units of the CA-320 type into the pipes in the circulation mode through the gutter for 2.5 hours. Then, a depression-repression effect was carried out with fluid injection into the reservoir at a pressure of up to 15 MPa and a spout with simultaneous fluid pumping, as well as an increase in bottomhole pressure by covering the annular valve while continuing circulation and maintaining the speed of the pumps. In this case, liquid absorption was observed. Hydrochloric acid was pumped into the reservoir 3 m 3 , it was pressed into the reservoir with oil in a volume of 6 m 3 .
Этап 2.Stage 2.
Посадили пакер. Обвязали 4 насосных агрегата и 2 кислотные установки на параллельную работу. Произвели циклическое изменение давления повышением и понижением забойного давления нагнетанием рабочей жидкости насосными агрегатами, после чего включили закачку нефти от 2-х, а затем 4-х агрегатов. При достижении давления 21,5-22,5 МПа наблюдалось резкое снижение давления до 19,5-20,0 МПа. После закачки 5-6 куб.м переключились на чередующуюся закачку нефтекислотной эмульсии (суммарно 10 куб.м) и кислоты (суммарно 4 куб.м) и продавили нефтью 6 куб.м. Остановили на снижение давления на 12 часов. Скважина стала изливать, заглушили прокачкой водонефтяной эмульсии.They planted a packer. Tied up 4 pumping units and 2 acid units for parallel operation. They made a cyclic change in pressure by increasing and lowering the bottomhole pressure by pumping the working fluid with pumping units, after which oil injection from 2 and then 4 units was turned on. Upon reaching a pressure of 21.5-22.5 MPa, a sharp decrease in pressure to 19.5-20.0 MPa was observed. After the injection, 5-6 cubic meters were switched to alternating injection of the oil-emulsion emulsion (10 cubic meters in total) and acid (4 cubic meters in total) and 6 cubic meters were pumped with oil. Stopped to reduce pressure for 12 hours. The well began to pour out, drowned by pumping oil-water emulsion.
Этап 3.Stage 3.
Произвели завершающие работы по извлечению глубинного оборудования и пуску скважины в эксплуатацию, при этом спустили скважинную импульсную установку типа «УНИС».They completed the final work on extracting the downhole equipment and putting the well into operation, while lowering the UNIS type downhole impulse installation.
По результатам замеров дебита приток составил 10,0 т/сут безводной нефти.According to the results of measurements of the flow rate, the inflow amounted to 10.0 tons / day of anhydrous oil.
Использование изобретения позволяет существенно повысить рентабельность обработок скважин за счет оптимизации последовательности операций при осуществлении технологического процесса, улучшения качества очистки, сокращения гидродинамических и геофизических исследований, энергетических и трудозатрат, сроков ремонта скважин, а также оптимизации расхода химреагентов, повышения производительности и условий труда. Кроме того, улучшается качество ввода добывающих скважин в эксплуатацию, увеличивается охват зоны воздействия и повышается эффективность гидродобычи полезных ископаемых.The use of the invention allows to significantly increase the profitability of well treatments by optimizing the sequence of operations during the process, improving the quality of cleaning, reducing hydrodynamic and geophysical studies, energy and labor costs, the timing of repairing wells, as well as optimizing the consumption of chemicals, increasing productivity and working conditions. In addition, the quality of putting production wells into operation improves, the coverage of the impact zone increases, and the efficiency of hydraulic mining of minerals increases.
Claims (24)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004112432/03A RU2258803C1 (en) | 2004-04-14 | 2004-04-14 | Production bed treatment method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004112432/03A RU2258803C1 (en) | 2004-04-14 | 2004-04-14 | Production bed treatment method |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2258803C1 true RU2258803C1 (en) | 2005-08-20 |
Family
ID=35846115
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2004112432/03A RU2258803C1 (en) | 2004-04-14 | 2004-04-14 | Production bed treatment method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2258803C1 (en) |
Cited By (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2324050C2 (en) * | 2006-06-26 | 2008-05-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" | Method of hydrolic fracturing of formation of condensate borehole |
| RU2335622C1 (en) * | 2007-10-19 | 2008-10-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of well operation |
| RU2347069C2 (en) * | 2007-02-13 | 2009-02-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Created fracture cleaning process |
| RU2396425C1 (en) * | 2009-04-06 | 2010-08-10 | Александр Яковлевич Хавкин | Method of heat treatment of producing well bore zone |
| RU2441979C1 (en) * | 2011-02-02 | 2012-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Acid treatment of an oil exploitation well bottom-hole area |
| RU2451174C1 (en) * | 2010-12-03 | 2012-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of hydraulic breakdown of formation |
| RU2454698C2 (en) * | 2007-09-07 | 2012-06-27 | Нью Инвайронментал Текнолоджи Гмбх | Method and apparatus for continuous treatment of contaminated liquids |
| RU2485302C1 (en) * | 2011-12-29 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Stimulation method of formation fluid influx from well |
| RU2495231C1 (en) * | 2012-03-22 | 2013-10-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Flushing method for wells with lost-circulation formation |
| RU2495996C1 (en) * | 2012-03-29 | 2013-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of water-flooded oil deposit |
| RU2537430C1 (en) * | 2013-10-18 | 2015-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of cleaning of near wellbore region of injection wells |
| RU2555718C1 (en) * | 2014-07-01 | 2015-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Инженерно-внедренческий центр "ИНЖЕХИМ" (ООО "Инженерно-внедренческий центр "ИНЖЕХИМ") | Treatment and cleanup method of bottom-hole zone, and device for its implementation |
| RU2784698C2 (en) * | 2021-04-24 | 2022-11-29 | Акционерное общество «МАКойл» | Method for technological processing of wells |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2004783C1 (en) * | 1991-07-08 | 1993-12-15 | Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефт ной промышленности | Method for treatment of bottom-hole oil formation zone |
| US5460223A (en) * | 1994-08-08 | 1995-10-24 | Economides; Michael J. | Method and system for oil recovery |
| RU2055979C1 (en) * | 1993-01-29 | 1996-03-10 | И.А. Орентлихерман | Method for treatment of oil wells and device for its embodiment |
| US5660231A (en) * | 1993-06-25 | 1997-08-26 | Aktsionernoe Obschestvo Zakrytogo Tipa "Biotekinvest" | Method of producing hydrocarbons from subterranean formations |
| RU2168006C1 (en) * | 2000-08-21 | 2001-05-27 | Дедков Игорь Петрович | Method of oil wells treatment |
| RU2172401C2 (en) * | 1999-10-11 | 2001-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти "ТатНИПИнефть" | Method of acid treatment of oil formation |
-
2004
- 2004-04-14 RU RU2004112432/03A patent/RU2258803C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2004783C1 (en) * | 1991-07-08 | 1993-12-15 | Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефт ной промышленности | Method for treatment of bottom-hole oil formation zone |
| RU2055979C1 (en) * | 1993-01-29 | 1996-03-10 | И.А. Орентлихерман | Method for treatment of oil wells and device for its embodiment |
| US5660231A (en) * | 1993-06-25 | 1997-08-26 | Aktsionernoe Obschestvo Zakrytogo Tipa "Biotekinvest" | Method of producing hydrocarbons from subterranean formations |
| US5460223A (en) * | 1994-08-08 | 1995-10-24 | Economides; Michael J. | Method and system for oil recovery |
| RU2172401C2 (en) * | 1999-10-11 | 2001-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти "ТатНИПИнефть" | Method of acid treatment of oil formation |
| RU2168006C1 (en) * | 2000-08-21 | 2001-05-27 | Дедков Игорь Петрович | Method of oil wells treatment |
Cited By (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2324050C2 (en) * | 2006-06-26 | 2008-05-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" | Method of hydrolic fracturing of formation of condensate borehole |
| RU2347069C2 (en) * | 2007-02-13 | 2009-02-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Created fracture cleaning process |
| RU2454698C2 (en) * | 2007-09-07 | 2012-06-27 | Нью Инвайронментал Текнолоджи Гмбх | Method and apparatus for continuous treatment of contaminated liquids |
| RU2335622C1 (en) * | 2007-10-19 | 2008-10-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of well operation |
| RU2396425C1 (en) * | 2009-04-06 | 2010-08-10 | Александр Яковлевич Хавкин | Method of heat treatment of producing well bore zone |
| RU2451174C1 (en) * | 2010-12-03 | 2012-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of hydraulic breakdown of formation |
| RU2441979C1 (en) * | 2011-02-02 | 2012-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Acid treatment of an oil exploitation well bottom-hole area |
| RU2485302C1 (en) * | 2011-12-29 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Stimulation method of formation fluid influx from well |
| RU2495231C1 (en) * | 2012-03-22 | 2013-10-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Flushing method for wells with lost-circulation formation |
| RU2495996C1 (en) * | 2012-03-29 | 2013-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of water-flooded oil deposit |
| RU2537430C1 (en) * | 2013-10-18 | 2015-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of cleaning of near wellbore region of injection wells |
| RU2555718C1 (en) * | 2014-07-01 | 2015-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Инженерно-внедренческий центр "ИНЖЕХИМ" (ООО "Инженерно-внедренческий центр "ИНЖЕХИМ") | Treatment and cleanup method of bottom-hole zone, and device for its implementation |
| RU2784698C2 (en) * | 2021-04-24 | 2022-11-29 | Акционерное общество «МАКойл» | Method for technological processing of wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2343275C2 (en) | Method of intensification of natural gas extraction from coal beds | |
| RU2191896C2 (en) | Method of treating bottom-hole formation zone | |
| US3743017A (en) | Use of fluidic pressure fluctuation generator to stimulate underground formations | |
| RU2478778C2 (en) | Treatment method of productive formation, and downhole equipment for its implementation | |
| RU2231631C1 (en) | Method of development of an oil pool | |
| US7770638B2 (en) | Method for completion, maintenance and stimulation of oil and gas wells | |
| RU2358100C2 (en) | Procedure of hydraulic break of reservoir in well | |
| RU2366806C1 (en) | Physical effect method used during development of hydrocarbon deposit, and bore-hole plant for method's realisation | |
| RU2340769C1 (en) | Method of development and exploration of wells and of intensifying of oil-gas influx of heavy high viscous oils and facility for implementation of this method | |
| RU2258803C1 (en) | Production bed treatment method | |
| RU2059801C1 (en) | Method for recovery of high-viscosity oil from formation by mining and heat-stimulation | |
| RU2266404C1 (en) | Well bore zone treatment method | |
| RU2327027C2 (en) | Processing method of bottomhole zone | |
| US20090120633A1 (en) | Method for Stimulating a Well Using Fluid Pressure Waves | |
| RU2228437C2 (en) | Method for isolation of water influx, gas influx or lost circulation zones | |
| SU1709076A1 (en) | Method of filtration well completion | |
| RU2569941C2 (en) | Bottom water isolation method | |
| RU2344281C1 (en) | Method of well bottom zone development | |
| RU2584253C2 (en) | Method for reactant-wave treatment of bottomhole formation zone with filtration pressure waves | |
| RU2376453C2 (en) | Method of chemical reagent impulsive implosion bottom hole treatment, equipment for its execution | |
| RU2383720C1 (en) | Procedure of well bottomhole zone treatment | |
| RU2168006C1 (en) | Method of oil wells treatment | |
| RU2278960C2 (en) | Method and device for drainage system forming in productive bed | |
| RU2584191C2 (en) | Method for hydraulic fracturing of productive formation | |
| RU2066746C1 (en) | Method for recovery of dry oil and gas wells |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Licence on use of patent |
Effective date: 20060322 |
|
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| QZ41 | Official registration of changes to a registered agreement (patent) |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20060322 Effective date: 20160318 |
|
| PD4A | Correction of name of patent owner |