RU2601960C1 - Well bottomhole zone treatment method - Google Patents
Well bottomhole zone treatment method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2601960C1 RU2601960C1 RU2015142651/03A RU2015142651A RU2601960C1 RU 2601960 C1 RU2601960 C1 RU 2601960C1 RU 2015142651/03 A RU2015142651/03 A RU 2015142651/03A RU 2015142651 A RU2015142651 A RU 2015142651A RU 2601960 C1 RU2601960 C1 RU 2601960C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- formation
- tubing
- tubing string
- interval
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 51
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 71
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 48
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 17
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 claims abstract description 16
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 34
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 12
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 7
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 5
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 3
- 238000002955 isolation Methods 0.000 claims 1
- 238000009416 shuttering Methods 0.000 claims 1
- 230000002147 killing effect Effects 0.000 abstract description 35
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 11
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 11
- 238000000926 separation method Methods 0.000 abstract description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 5
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 abstract description 2
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 abstract 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 abstract 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 53
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 13
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 10
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 5
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 5
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N Fluorane Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000008859 change Effects 0.000 description 4
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 3
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 3
- 208000011797 pustulosis palmaris et plantaris Diseases 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 3
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 2
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 2
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 2
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 description 2
- 230000036961 partial effect Effects 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 2
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000002612 dispersion medium Substances 0.000 description 1
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 1
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000003307 slaughter Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 238000002054 transplantation Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/162—Injecting fluid from longitudinally spaced locations in injection well
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к методам кислотной обработки призабойной зоны пласта с последующим вводом скважины в эксплуатацию. Способ также может быть применен при капитальном ремонте скважин, при очистке каналов продуктивного пласта и т.п.The invention relates to the field of oil production, in particular to methods for acid treatment of the bottomhole formation zone with subsequent commissioning of the well. The method can also be applied in the overhaul of wells, when cleaning the channels of a reservoir, etc.
Для понимания существа вопроса следует отметить, что кислотная обработка (далее - СКО) призабойной зоны пласта (далее - ПЗП) чаще всего выполняется при обработке с целью увеличения нефтедобычи. Также она может быть составной частью капитального ремонта скважин. Причем следует отметить, что при кислотной обработке (в том числе и при капитальном ремонте) спускают специальное технологическое оборудование, которое после обработки следует извлечь из скважины, а затем спустить насосное оборудование для дальнейшей эксплуатации скважины. Но при выполнении этих операций требуется обязательно произвести глушение скважины путем закачки различных жидкостей глушения, которые отрицательно влияют на поры нефтяного пласта и в большинстве случаев вновь частично их кольматируют. А значит, эффективность кислотной обработки очень сильно снижается.To understand the essence of the issue, it should be noted that the acid treatment (hereinafter - DIS) of the bottom-hole formation zone (hereinafter - PZP) is most often performed during processing in order to increase oil production. It can also be an integral part of well workover. Moreover, it should be noted that during acid treatment (including during overhaul), special technological equipment is lowered, which after treatment should be removed from the well, and then pumping equipment must be lowered for further well operation. But when performing these operations, it is necessary to perform well killing by injecting various killing fluids that adversely affect the pores of the oil reservoir and, in most cases, again partially clog them. This means that the effectiveness of acid treatment is greatly reduced.
Из уровня техники в большинстве случаев известны способы обработки призабойной зоны пласта, в которых главный упор сделан на используемый кислотный состав или на чередование его закачки с другими жидкостями, которые в совокупности направлены на обеспечение требуемой растворяющей способности пор нефтяного пласта.From the prior art, in most cases, methods are known for treating the bottom-hole formation zone, in which the main emphasis is placed on the acid composition used or on alternating its injection with other fluids, which together are aimed at providing the required dissolving ability of the pores of the oil reservoir.
Например, известен классический способ солянокислотной обработки ПЗП закачкой раствора соляной кислоты или ее смеси с плавиковой кислотой (Ш.К. Гиматудинов. Справочная книга по добыче нефти. - М.: Недра, 1974, с. 420-432); известен способ обработки ПЗП путем закачки смеси соляной и плавиковой кислоты с хлоридом кальция в виде обратной эмульсии в керосине (Патент РФ №2173776); путем последовательной закачки в пласты нефтяной эмульсии, материала, растворяющего нефтяную составляющую нефтяной эмульсии, и затем поинтервально раствор кислоты в нефтяные пласты (Патент РФ №2092686) и другие.For example, the classical method of hydrochloric acid treatment of PPP is known by injection of a solution of hydrochloric acid or its mixture with hydrofluoric acid (Sh.K. Gimatudinov. Oil production reference book. - M .: Nedra, 1974, p. 420-432); There is a known method of processing PZP by injecting a mixture of hydrochloric and hydrofluoric acid with calcium chloride in the form of a reverse emulsion in kerosene (RF Patent No. 2173776); by sequentially injecting an oil emulsion into the formations, a material that dissolves the oil component of the oil emulsion, and then gradually adding an acid solution to the oil formations (RF Patent No. 2092686) and others.
Недостатками всех указанных способов является недостаточная эффективность обработки, ввиду того, что последующее глушение скважины для обеспечения вывода скважины в эксплуатацию приведет к частичной кольматации обработанного пласта продуктами жидкости глушения.The disadvantages of all these methods is the lack of processing efficiency, due to the fact that subsequent killing of the well to ensure that the well is put into operation will lead to partial mudding of the treated formation with killing fluid products.
Из уровня техники также известны способы обработки ПЗП с помощью кислоты, в которых используются различные технологические приемы с целью снижения отрицательного влияния жидкости глушения.The prior art also known methods of processing PZP using acid, which use various technological methods in order to reduce the negative impact of the kill fluid.
Например, известен способ заканчивания скважины (Патент РФ 2490442), в котором производят закачку в горизонтальный открытый ствол скважины раствора кислоты в режиме гидромониторного воздействия, гидромониторное воздействие осуществляют посредством гидромониторной насадки, размещенной на конце гибкой безмуфтовой трубы. Насадку размещают на забое ствола скважины. Прокачивают раствор кислоты циркуляцией с устьем скважины, одновременно с циркуляцией раствора кислоты поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу со скоростью, не большей скорости заполнения ствола скважины раствором кислоты. После заполнения горизонтального ствола раствором кислоты продавливают раствор кислоты в пласт со ступенчатым подъемом давления и выдержкой на каждой ступени. Снова спускают гибкую безмуфтовую трубу с насадкой на забой скважины и повторяют операции по заполнению ствола скважины раствором кислоты и продавливанию. Проводят технологическую выдержку для реакции раствора кислоты с породой. Поднимают гибкую безмуфтовую трубу в интервал прокачки инертного газа, прокачивают инертный газ, снимают кривую восстановления уровня. Проводят цикличное глушение скважины в режиме «закачка воды - выдержка - стравливание нефти» до полного стравливания нефти, спускают глубинный насос и запускают скважину в работу.For example, a well completion method is known (RF Patent 2490442), in which an acid solution is injected into a horizontal open wellbore in a hydromonitor mode, and hydromonitor action is carried out by means of a nozzle placed at the end of a flexible sleeveless pipe. The nozzle is placed on the bottom of the wellbore. The acid solution is pumped by circulation with the wellhead; simultaneously with the circulation of the acid solution, a flexible sleeveless pipe is lifted from the well with a speed not exceeding the rate of filling the wellbore with an acid solution. After filling the horizontal well with an acid solution, the acid solution is pushed into the formation with a stepwise increase in pressure and exposure at each stage. The flexible sleeveless pipe with the nozzle for the bottom of the well is lowered again and the operations of filling the wellbore with an acid solution and forcing are repeated. Carry out technological exposure for the reaction of the acid solution with the rock. A flexible sleeveless pipe is raised to the inert gas pumping interval, the inert gas is pumped, and the level recovery curve is taken. The wells are cycled killing in the “water injection - holding - oil recovery” mode until the oil is completely removed, the downhole pump is lowered and the well is put into operation.
Недостатком указанного способа является то, что при реализации операций этого известного способа кислота не полностью реагирует с породой, что подтверждается высокой кислотностью жидкости, поступающей из скважины при ее освоении (водородный показатель рН<4). А кроме того, при операции глушения скважины, которая присутствует в известном способе, будет создана определенная репрессия на пласт, за счет чего сама жидкость глушения может проникать в пласт, привнося с собой взвешанные частицы, которые загрязняют призабойную зону ствола скважины, уменьшая ее продуктивность. Более того, сама жидкость глушения (как правило, вода различной степени минерализации) может изменять межфазное натяжение на границе вода-нефть, тем самым зачастую снижая фазовую проницаемость по нефти. Хотя и могут применяться различные жидкости глушения, которые нивелируют указанное отрицательное воздействие, например вязкоупругие системы (ВУСы) и др., однако для их использования требуются специальные операции, и они являются очень дорогими.The disadvantage of this method is that when implementing the operations of this known method, the acid does not completely react with the rock, as evidenced by the high acidity of the fluid coming from the well during its development (pH <4). And in addition, during the operation of killing a well, which is present in the known method, a certain repression will be created on the reservoir, due to which the killing fluid itself can penetrate into the reservoir, bringing with it suspended particles that pollute the bottom-hole zone of the wellbore, reducing its productivity. Moreover, the killing liquid itself (usually water of various degrees of mineralization) can change the interfacial tension at the water-oil interface, thereby often reducing the phase permeability of oil. Although various kill fluids can be used that neutralize the indicated negative effect, for example, viscoelastic systems (VUSs) and others, their use requires special operations, and they are very expensive.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому способу является способ обработки призабойной зоны скважины (Патент РФ 2304710), в котором разобщают обрабатываемый пласт от межтрубного пространства скважины пакером. Проводят закачку в интервал продуктивного пласта нефтекислотной эмульсии, причем продавку эмульсии ведут при подъеме давления и расхода до максимально допустимых значений. По достижении максимально допустимого давления снижают расход закачки. Продолжают закачку до снижения давления закачки. Закрывают скважину. Проводят технологическую выдержку не менее 20-30 ч при закрытой скважине. Стравливают давление, срывают пакер, производят свабирование в скважине до поступления в скважину жидкости с водородным показателем пластового флюида. Промывают и осваивают скважину, т.е. спускают насос или выводят на фонтанный режим эксплуатации. В качестве обратной нефтекислотной эмульсии в известном способе используют эмульсию, содержащую, об. %: в качестве дисперсионной среды растворитель парафинов нефтяной - дистиллят 40-42, эмульгатор «Ялан-Э-1» 5-8, 22-24%-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты 50-55. Указанный известный способ обеспечивает повышение проникающей способности эмульсии.The closest in technical essence to the claimed method is a method of processing a bottomhole zone of a well (RF Patent 2304710), in which the treated formation is separated from the annular space of the well by a packer. An oil-emulsion emulsion is injected into the interval of the productive formation, and emulsion is squeezed when the pressure and flow rate rise to the maximum allowable values. Upon reaching the maximum allowable pressure, the injection rate is reduced. Continue the injection until the injection pressure decreases. Close the well. Technological exposure is carried out for at least 20-30 hours with a closed well. Relieve pressure, tear off the packer, swab in the well until the fluid enters the well with a hydrogen indicator of the formation fluid. The well is washed and mastered, i.e. lower the pump or bring to the fountain operation mode. As the inverse oil acid emulsion in the known method using an emulsion containing, about. %: as a dispersion medium, a petroleum paraffin solvent - distillate 40-42, emulsifier "Yalan-E-1" 5-8, 22-24% aqueous solution of inhibited hydrochloric acid 50-55. The specified known method provides an increase in the penetrating ability of the emulsion.
Недостатком известного решения является снижение достигнутой эффективности при обработке призабойной зоны скважины относительно потенциальной, т.к. в этом случае для дальнейшего спуска насоса и эксплуатации скважины все же необходимо глушить скважину, что, как показывает практика, в обязательном порядке приведет к частичной кольматации пор пласта. Кроме того, необходимость проведения выдержки в течение длительного времени (не менее 20-30 ч) также приводит к снижению эффективности данного способа. Если же в известном способе имеется несколько продуктивных пластов, которые требуют обработки, то кислотная эмульсия может уйти в один наиболее проницаемый пропласток, оставив остальную часть разреза необработанной.A disadvantage of the known solution is to reduce the achieved efficiency when processing the bottom-hole zone of the well relative to the potential, because in this case, for further pump descent and well operation, it is still necessary to shut the well, which, as practice shows, will necessarily lead to partial clogging of the formation pores. In addition, the need for holding for a long time (at least 20-30 hours) also reduces the effectiveness of this method. If in the known method there are several productive formations that require processing, the acidic emulsion can go into one of the most permeable layers, leaving the rest of the section untreated.
В предлагаемом же способе обработка пласта осуществляется селективно, т.е. отдельно каждый интервал пласта обрабатывается путем использования технологической колонны НКТ с открытым концом, снабженным обратным клапаном, и с двумя пакерами, разобщающими интервал обрабатываемого пласта от забоя или от другого пласта и от межтрубного пространства.In the proposed method, the formation treatment is carried out selectively, i.e. Separately, each interval of the formation is processed by using a tubing string with an open end equipped with a check valve, and with two packers separating the interval of the treated formation from the bottom or from another formation and from the annulus.
Техническим результатом предлагаемого изобретения является обеспечение после кислотной обработки гарантированного сохранения коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта скважины даже при реализации в способе после кислотной обработки операции глушения, при одновременном использовании на стадии глушения любых видов жидкостей глушения и без учета ее плотности, в том числе и выше требуемой для данных геолого-технический условий.The technical result of the invention is to ensure after acid treatment the guaranteed conservation of the reservoir properties of the bottomhole zone of the productive wellbore even when the killing operation is carried out in the method after acid treatment, while simultaneously using any kind of killing fluids at the stage of killing, including its density, including higher required for these geological and technical conditions.
Указанный технический результат достигается предлагаемым способом обработки призабойной зоны скважины, согласно которому производят разобщение обрабатываемого пласта от межтрубного пространства скважины, проводят закачку кислотного состава в интервал обрабатываемого пласта, осуществляют технологическую выдержку, выполняют свабирование и извлечение из пласта продуктов реакции, проводят глушение скважины, осуществляют спуск насосной установки и запуск скважины в работу, при этом новым является то, что перед разобщением обрабатываемого пласта от межтрубного пространства производят спуск в скважину технологической колонны насосно-компрессорных труб НКТ с открытым концом, снабженным обратным клапаном, и с двумя пакерами, разобщающими интервал обрабатываемого пласта от межтрубного пространства и от забоя или от другого пласта в скважине, при этом технологическую колонну НКТ над нижним пакером снабжают посадочным инструментом ИП и дополнительно над верхним пакером устанавливают скважинный циркуляционный клапан, после технологической выдержки осуществляют перепосадку обоих пакеров выше интервала обрабатываемого пласта, а глушение скважины производят через скважинный циркуляционный клапан путем замещения жидкости в межтрубном пространстве скважины и в колонне НКТ жидкостью глушения, затем производят распакеровку верхнего пакера, а перед спуском в скважину насосной установки посредством ИП отсоединяют технологическую колонну НКТ от нижнего пакера и извлекают указанную колонну НКТ из скважины.The specified technical result is achieved by the proposed method for processing the bottom-hole zone of the well, according to which the separation of the treated formation from the annulus of the well is carried out, the acid composition is pumped into the interval of the treated formation, technological exposure is carried out, swabbing and extraction of reaction products from the formation are carried out, the wells are shut-off, and the wells are run the pumping unit and putting the well into operation, while new is that before the separation of the processing from the annular space, the tubing of the tubing tubing with the open end equipped with a check valve and two packers separating the interval of the treated formation from the annulus and from the bottom or from another formation in the well are lowered into the well, while the technological column The tubing above the lower packer is equipped with the IP landing tool and, in addition, a downhole circulation valve is installed above the upper packer, after technological holding both packers are sedimented above the interval of the treated formation, and the killing of the well is carried out through the borehole circulation valve by replacing the fluid in the annulus of the well and in the tubing string with killing fluid, then the upper packer is unpacked, and the tubing string is disconnected from the tubing from the pumping unit through the IP lower packer and remove the specified tubing string from the well.
Скважинный циркуляционный клапан выполнен с возможностью обеспечения циркуляции жидкости глушения из затрубного пространства в НКТ после превышения затрубного давления над давлением в НКТ.The downhole circulation valve is configured to circulate the kill fluid from the annulus into the tubing after the annulus pressure exceeds the pressure in the tubing.
Обратный клапан, которым снабжен открытый конец колонны НКТ, выполнен в кислотостойком исполнении.The non-return valve, which is equipped with the open end of the tubing string, is made in an acid-resistant design.
Свабирование выполняют с использованием желонки на кабеле.Swabbing is performed using a bobbin cable.
В качестве жидкости глушения используют пресную или минерализованную воду.Fresh or saline water is used as a kill fluid.
В качестве посадочного инструмента используют гидравлический или механический посадочный инструмент.As a landing tool, a hydraulic or mechanical landing tool is used.
Время технологической выдержки составляет от 0,5 до 24 часов.The technological exposure time is from 0.5 to 24 hours.
При наличии в скважине нескольких требующих кислотной обработки пластов каждый из них обрабатывается по отдельности путем использования двух пакеров, разобщающих интервал обрабатываемого пласта от другого пласта и от межтрубного пространства.If there are several formations requiring acid treatment in the well, each of them is treated separately by using two packers that separate the interval of the formation being processed from the other formation and from the annulus.
Поставленный технический результат обеспечивается за счет следующего.The technical result is achieved due to the following.
Существенный объем добычи углеводородов приходится на карбонатный тип коллектора. Для повышения нефтеотдачи пластов проводят обработку призабойной зоны пласта скважин кислотными реагентами. Кислота воздействует на породу, растворяя ее, при этом образуются червоточины и проницаемые каналы, что в конечном итоге увеличивает продуктивность скважины.A significant amount of hydrocarbon production is in the carbonate type of reservoir. To increase oil recovery, the bottom hole zone of the well is treated with acid reagents. Acid acts on the rock, dissolving it, while wormholes and permeable channels are formed, which ultimately increases the productivity of the well.
При этом необходимый комплекс и последовательность технологических операций после непосредственно обработки ПЗП порой вызывают обратный эффект, снижая успешность кислотного воздействия. Так проведением технологической операции по свабированию после обработки ПЗП добиваются очистки образованных каналов от примесей и вынос продуктов реакции. На данном этапе уже можно судить об эффективности СКО по гидродинамическим параметрам скважины (поведение динамического уровня). Последующая вынужденная операция по глушению скважины, в обязательном порядке требуемая для извлечения технологического оборудования и спуска насосной установки, чаще всего приводит к загрязнению ПЗП за счет попадания и проникновения жидкости глушения в призабойную зону пласта. Отрицательный эффект глушения связан как с недостаточной степенью очистки воды от механических примесей, так и с изменением фазовой проницаемости ПЗП. Также, не обладая зачастую информацией об истинном пластовом давлении в ПЗП по причине редкого проведения необходимых исследований, применяется жидкость глушения плотностью выше требуемой, что приводит к поглощению пластом больших объемов воды и кольматированию пор пласта.At the same time, the necessary complex and sequence of technological operations after directly processing the PZP sometimes cause the opposite effect, reducing the success of acid exposure. So, by carrying out a technological operation on swabbing after processing of the bottom-hole zone, they achieve the purification of the formed channels from impurities and the removal of reaction products. At this stage, it is already possible to judge the effectiveness of the standard deviation by the hydrodynamic parameters of the well (dynamic level behavior). The subsequent forced killing operation, required to remove the process equipment and lower the pumping unit, most often leads to contamination of the bottomhole formation zone due to penetration and penetration of the killing fluid into the bottomhole formation zone. The negative effect of killing is associated both with an insufficient degree of purification of water from mechanical impurities, and with a change in the phase permeability of the PPP. Also, often lacking information on the true reservoir pressure in the bottomhole formation zone due to the rare necessary studies, a killing fluid with a density higher than the required one is used, which leads to the absorption of large volumes of water by the reservoir and the formation of pores are clogged.
Для решения указанного негативного эффекта предлагается применять для глушения вязкоупругие системы, но которые не всегда применяются из-за сложности приготовления и высокой стоимости.To solve this negative effect, it is proposed to use viscoelastic systems for killing, but which are not always used due to the complexity of preparation and high cost.
Предлагаемый способ, в результате последовательно проводимых заявляемых операций и используемого комплекса оборудования при этом, решает задачу полного исключения попадания жидкости глушения в пласт, возможности использования любых жидкостей глушения, в том числе таких экономичных, как пластовая вода или минерализованные растворы, причем используемые без дополнительной очистки от мехпримесей и без учета их плотности.The proposed method, as a result of sequentially carried out the claimed operations and the equipment used in this case, solves the problem of completely eliminating the penetration of kill fluid into the formation, the possibility of using any kill fluid, including such economical as produced water or mineralized solutions, and used without further purification from solids and without regard to their density.
Благодаря тому, что при реализации предлагаемого способа производят спуск в скважину комплекта определенной компоновки оборудования, состоящей из технологической колонны насосно-компрессорных труб НКТ с открытым концом, снабженным обратным клапаном, с двумя пакерами, обеспечивается разобщение интервала обрабатываемого пласта от забоя или от другого пласта и от межтрубного пространства, чтобы закачиваемый кислотный состав обрабатывал целенаправленно только нужный интервал, не задевая другие, возможно водонасыщенные, которые могут вызвать приток пластовой воды в скважину.Due to the fact that during the implementation of the proposed method, a set of a certain equipment arrangement is lowered into the well, consisting of a tubing tubing tubing with an open end equipped with a check valve and two packers, the interval of the treated formation from the bottom or from another formation is disconnected and from the annulus, so that the injected acid composition purposefully processes only the desired interval, without affecting others, possibly water-saturated, which can to call the inflow of produced water into the well.
Благодаря тому, что колонну НКТ над нижним пакером снабжают посадочным инструментом, например гидравлическим или механическим, обеспечивается возможность в дальнейшем оставить нижний пакер с обратным клапаном в автономном положении.Due to the fact that the tubing string above the lower packer is provided with a landing tool, for example hydraulic or mechanical, it is possible to further leave the lower packer with a check valve in an autonomous position.
А за счет того, что дополнительно над верхним пакером в колонне НКТ устанавливают скважинный циркуляционный клапан, обеспечивается циркуляция жидкости глушения через затрубное пространство в НКТ, не задевая обработанный пласт, а значит, не вызывая его кольматацию, что повышает эффективность обработки.And due to the fact that in addition to the upper packer in the tubing string, a downhole circulation valve is installed, killing fluid is circulated through the annulus into the tubing without touching the treated formation, which means that it does not cause clogging, which increases the processing efficiency.
Выполнение после технологической выдержки операции по перепосадке обоих пакеров выше интервала обрабатываемого пласта позволяет сократить объем свабирования за счет отсечения затрубного пространства пакерами и позволяет оставить нижний пакер с обратным клапаном для дальнейшей эксплуатации скважины в автономном положении в необходимом месте, а именно над верхней залежью.Performing after technological endurance the operation of replanting both packers above the interval of the treated formation reduces the swab volume due to the cutoff of the annulus by the packers and allows you to leave the lower packer with check valve for further operation of the well in an autonomous position in the required place, namely, above the upper reservoir.
Благодаря тому, что после свабирования через скважинный циркуляционный клапан производят замещение жидкости, включающей остатки продуктов реакции и пластовых флюидов, из межтрубного пространства скважины и из колонны НКТ жидкостью глушения, например пресной или минерализованной водой, обеспечивается создание равновесной системы, когда пластовое давление компенсируется созданным в скважине столбом жидкости глушения. Причем можно не подбирать жидкость глушения определенной плотности, боясь, что в случае избыточной плотности будет непременное поглощение ее пластом, с вытекающими негативными последствиями, а в преимущественном варианте можно просто брать жидкость глушения даже с заведомо избыточной плотностью.Due to the fact that after swabbing through the borehole circulation valve, fluid is replaced, including the remainder of the reaction products and reservoir fluids, from the annulus of the borehole and from the tubing string with a kill fluid, for example, fresh or mineralized water, the creation of an equilibrium system when the reservoir pressure is compensated by well killing fluid column. Moreover, it is possible not to select a jamming fluid of a certain density, fearing that in the case of excess density there will be an indispensable absorption by its formation, with ensuing negative consequences, and in the preferred embodiment, you can simply take the jamming fluid even with obviously excessive density.
Распакеровка верхнего пакера в заглушенной скважине необходима для того, чтобы провести операции по оставлению в автономном положении нижнего пакера с обратным клапаном. Это обусловлено тем, что при всех последующих операциях глушения в скважине, например, если надо поменять насос при выходе его из строя, жидкость глушения просто не проникнет ниже указанных пакера и обратного клапана и не загрязнит призабойную зону пласта, оставив ее чистой, не закольматированной, за счет этого не снизится дебит скважины, скважина быстрее выйдет на прежний режим эксплуатации. При отсутствии же в скважине этого пакера с обратным клапаном жидкость, как правило, попадает в пласт, а т.к. она обычно не чистая, заносит туда взвешенные частицы, мусор, который забивает поры и каналы, ухудшая приток и, как следствие, снижая дебит. Далее запустив насос еще условно две недели, а то и месяц достаем из пласта эту воду и грязь, что не удается сделать на 100%, и продуктивность скважины, ее дебит, как правило, в 80% случаев снижается и снижается существенно.Unpacking the upper packer in a plugged well is necessary in order to carry out operations to leave the lower packer with a check valve in an autonomous position. This is due to the fact that during all subsequent operations of killing in the well, for example, if you need to change the pump when it fails, the killing fluid simply does not penetrate below the specified packer and check valve and does not contaminate the bottom hole of the formation, leaving it clean, not crushed, due to this, the flow rate of the well will not decrease, the well will quickly return to its previous mode of operation. If this packer with a non-return valve is absent in the well, the liquid usually enters the formation, as it is usually not clean, brings in suspended particles, debris that clogs pores and channels, impairing flow and, as a result, reducing flow rate. Then, starting the pump for another conditional two weeks, or even a month, we get this water and mud out of the reservoir, which cannot be done 100%, and the productivity of the well, its production rate, as a rule, decreases and decreases significantly in 80% of cases.
Операция отсоединения посредством ИП технологической колонны НКТ от нижнего пакера и позволяет оставить в автономном положении нижний пакер с обратным клапаном. Извлечение технологической колонны НКТ из скважины после операции глушения является обязательным и традиционным техническим приемом для последующих целей освоения скважины, т.к. технологические НКТ, на которых проводятся СКО, это специальные трубы, они более корозионно-стойкие, более прочные и т.п., а дальнейшая эксплуатация скважины с насосом производится посредством простых НКТ, которые не выдерживают долго прокачку кислоты, высокие давления и др.The operation of disconnecting the tubing string from the lower packer by means of an IP allows you to leave the lower packer with a check valve in an autonomous position. Removing the tubing string from the well after the killing operation is a mandatory and traditional technique for the subsequent development of the well, as The technological tubing, on which the DIS is carried out, are special pipes, they are more corrosion-resistant, more durable, etc., and the further operation of the well with a pump is carried out by means of simple tubing, which can not withstand acid pumping, high pressures, etc.
А далее производят традиционные операции по спуску в скважину глубинного насоса, который обеспечит вынос флюидов в процессе эксплуатации. Затем осуществляют запуск скважины в работу путем пуска насоса.And then traditional operations are carried out to lower the deep pump into the well, which will ensure the removal of fluids during operation. Then, the well is launched into operation by starting the pump.
Таким образом, поставленный технический результат: обеспечение после кислотной обработки гарантированного сохранения коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта скважины даже при реализации в способе после кислотной обработки операции глушения (причем неоднократно, даже при последующей эксплуатации скважины), при одновременном использовании на стадии глушения любых видов жидкостей глушения и без подбора их плотности достигается за счет совокупности операций предложенного способа и за счет использования при реализации в определенной последовательности этих операций, а также за счет заявленной компоновки технологической колонны НКТ и дополнительного оборудования на ней.Thus, the stated technical result: ensuring after acid treatment the guaranteed conservation of the reservoir properties of the bottomhole zone of the producing wellbore even when the killing operation is carried out in the method after the acid treatment (more than once, even during subsequent operation of the well), while using any kind of fluid at the stage of killing jamming and without selecting their density is achieved due to the totality of operations of the proposed method and due to the use in the implementation nation in a certain sequence of these operations, as well as due to the claimed layout of the tubing string and additional equipment on it.
При реализации предлагаемого способа осуществляют операции в нижеуказанной последовательности:When implementing the proposed method, operations are carried out in the following sequence:
- производят разобщение обрабатываемого пласта от межтрубного пространства скважины и от забоя или от другого пласта;- produce separation of the treated formation from the annular space of the well and from the bottom or from another formation;
- для этого в скважину опускают технологическую колонну НКТ (кислотостойкую, выдерживающую высокие давления закачки кислотного раствора) с открытым концом, который снабжают обратным клапаном (в кислотостойком исполнении), и с размещением на колонне двух пакеров, которые и обеспечивают разобщение интервала обрабатываемого пласта от забоя или от другого пласта и от межтрубного пространства;- for this purpose, a tubing string (acid-resistant, withstanding high pressure injection acid solution) is lowered into the well with an open end, which is equipped with a check valve (in acid-resistant version), and with the placement of two packers on the column, which ensure separation of the interval of the treated formation from the bottom or from another layer and from the annulus;
- при этом указанную колонну НКТ над каждым пакером снабжают посадочным инструментом (ИП), например, гидравлическим (ИПГ) или механическим (ИПМ), предназначенным для обеспечения автономного размещения в скважине нижнего пакера и обратного клапана, и дополнительно над верхним пакером устанавливают скважинный циркуляционный клапан (КЦ), который предназначается для проведения операции замещения жидкости в НКТ и в межтрубье (затрубье) жидкостью глушения;- at the same time, the specified tubing string above each packer is equipped with a landing tool (IP), for example, hydraulic (IPG) or mechanical (IPM), designed to provide autonomous placement of the lower packer and check valve in the well, and an additional downhole circulation valve is installed above the upper packer (CC), which is intended for the operation of replacing the fluid in the tubing and in the annulus (annulus) with a kill fluid;
- после размещения двухпакерной установки в рабочем положении таким образом, что бы нижний пакер был ниже целевого обрабатываемого интервала пласта, а верхний пакер был расположен выше указанного интервала, из емкости, расположенной на дневной поверхности, проводят закачку по НКТ в интервал обрабатываемого продуктивного пласта кислотного состава, например в виде 15%-ного водного раствора соляной кислоты или ее смеси с другими реагентами;- after placing the two-packer installation in the operating position so that the lower packer is below the target processed interval of the formation, and the upper packer is located above the specified interval, from the tank located on the day surface, the acid composition is pumped into the interval of the treated productive formation with an acid composition , for example, in the form of a 15% aqueous solution of hydrochloric acid or a mixture thereof with other reagents;
- после закачки осуществляют технологическую выдержку кислотного состава в течение от 0,5 до 12-24 часа, в зависимости от характеристик кислотного состава;- after injection, technological exposure of the acid composition is carried out for from 0.5 to 12-24 hours, depending on the characteristics of the acid composition;
- при необходимости повторяют такую же обработку на другие требующие обработки интервал/интервалы, предварительно разобщив этот нужный интервал посредством двух пакеров от межтрубного пространства и от другого пласта-интервала;- if necessary, repeat the same treatment on other interval / intervals requiring processing, having previously separated this desired interval by two packers from the annulus and from another formation interval;
- после технологической выдержки осуществляют перепосадку обоих пакеров выше интервала обрабатываемого пласта путем срыва пакеров в транспортное положение за счет натяжения НКТ и поднятия НКТ;- after technological exposure carry out the transplantation of both packers above the interval of the treated formation by tearing the packers into the transport position due to the tension of the tubing and raising the tubing;
- затем выполняют свабирование, например, с использованием желонки на кабеле и последующее извлечение из пласта продуктов реакции кислоты с породой путем циклического повторения операций спуска и подъема указанной желонки в НКТ;- then perform swabbing, for example, using a bailer on the cable and then extracting from the formation the reaction products of the acid with the rock by cyclic repetition of the descent and lifting of the bailer in the tubing;
- далее, после указанной операции свабирования и извлечения продуктов реакции через скважинный циркуляционный клапан, например марки КС производства НПФ «Пакер» г. Октябрский, который был ранее установлен на колонне НКТ над верхним пакером, производят замещение жидкости, включающей остатки продуктов реакции и пластовых флюидов, находящейся в межтрубье и в колонне НКТ, любой жидкостью глушения, например пресной или минерализованной водой;- further, after the indicated operation of swabbing and extraction of the reaction products through the borehole circulation valve, for example, KS grade produced by NPF “Packer” in Oktyabrsky, which was previously installed on the tubing string above the upper packer, fluid is replaced, including the remainder of the reaction products and reservoir fluids located in the annulus and in the tubing string, any kill fluid, such as fresh or saline water;
- в заглушенной скважине производят распакеровку верхнего пакера. Для этого производят натяжение технологических НКТ до нагрузки, не превышающей нагрузку перевода нижнего пакера в транспортное положение (например, не более 12 тонн);- in the plugged well, the upper packer is unpacked. For this, the technological tubing is tensioned to a load not exceeding the load of transferring the lower packer to the transport position (for example, not more than 12 tons);
- затем посредством ИП отсоединяют технологическую колонну НКТ от нижнего пакера. Для этого в НКТ, например, бросают специальный шар, который, опустившись на ИП за счет посадки в специальное седло, позволяет создать избыточное давление в колонне НКТ, за счет которого срезаются специальные штифты в ИП, и происходит отсоединение. Механизм отсоединения также может быть другим, например механическим, за счет обратного вращения колонны НКТ;- then by means of IP disconnect the tubing string from the lower packer. To do this, for example, a special ball is thrown into the tubing, which, having lowered onto the FE due to landing in a special saddle, allows you to create excess pressure in the tubing string, due to which special pins in the PI are cut off, and disconnect occurs. The disconnection mechanism may also be different, for example mechanical, due to the reverse rotation of the tubing string;
- и извлекают указанную колонну НКТ из скважины путем ее подъема на поверхность;- and remove the specified tubing string from the well by lifting it to the surface;
- спускают на НКТ в скважину глубинный насос, производительность которого подбирается таким образом, что бы обеспечить необходимый режим эксплуатации скважины;- lower the downhole pump to the tubing into the well, the productivity of which is selected in such a way as to ensure the necessary mode of operation of the well;
- и запускают скважину в работу путем запуска насоса.- and start the well into operation by starting the pump.
Предлагаемый способ иллюстрируется чертежами, где на фиг.1 приведена компоновка колонны НКТ для реализации предлагаемого способа обработки призабойной зоны скважины; на фиг.2 - компоновка со спущенным насосом для эксплуатации скважины.The proposed method is illustrated by drawings, where figure 1 shows the layout of the tubing string to implement the proposed method for processing the bottom-hole zone of the well; figure 2 - layout with a deflated pump for well operation.
Указанная компоновка НКТ, которая необходима для реализации заявляемого способа, состоит из спущенной в скважину 1 технологической колонны 2 насосно-компрессорных труб, которая снабжена двумя пакерами 3 и 4, один из которых 3 размещается выше интервала продуктивного пласта 5, другой 4 отсекает этот пласт 5 от забоя 6. В качестве пакера могут быть использованы, например, ПРО-ЯВЖ производства НПФ «Пакер», г. Октябрский. Колонна 2 НКТ открытым концом 7 спущена ниже второго пакера 4 и снабжена обратным клапаном 8 для исключения прохождения кислотного состава при обработке призабойной зоны скважины и наоборот допускающим движение флюидов снизу вверх при эксплуатации скважины. При этом технологическую колонну 2 НКТ над каждым пакером 3 и 4 снабжают инструментом посадочным гидравлическим (ИПГ) или механическим (ИПМ) 9, например марки ИПГ производства НПФ «Пакер», г. Октябрский, предназначенным для отсоединения технологической колонны НКТ от оставляемых в автономном положении нижнего пакера 4 и обратного клапана 8. Дополнительно над верхним пакером 3 устанавливают циркуляционный клапан 10, например марки КЦ производства НПФ «Пакер», г. Октябрский, предназначенный для обеспечения циркуляции жидкости глушения из затрубного пространства в НКТ после превышения давления в затрубье над давлением в НКТ на определенную величину (ее можно заранее задать на КЦ).The specified tubing arrangement, which is necessary for the implementation of the proposed method, consists of a
Реализацию предлагаемого способа с использованием выполненной компоновки технологического оборудования выполняют следующим образом. В скважину 1 спускают технологическую колонну 2 НКТ с открытым концом 7, который снабжают обратным клапаном 8 для исключения прохождения кислотного состава при обработке призабойной зоны скважины и, наоборот, допускающим движение флюидов снизу вверх при эксплуатации скважины и с размещением на колонне 2 двух пакеров 3 и 4, обеспечивающих разобщение интервала обрабатываемых пластов 13 или 5 от забоя и межтрубного пространства 11. Благодаря им можно поинтервально производить обработку пласта 5 или пласта 13 таким образом, чтобы обеспечить индивидуальную его закачку в какой-то из этих пластов. На фиг.1 показано разобщение пласта 5 от забоя 6 и от затрубного пространства 11. Далее из емкости (на чертеже не показана), расположенной на дневной поверхности, проводят закачку по колонне 2 НКТ в интервал продуктивного пласта 5 кислотного состава.The implementation of the proposed method using the completed layout of technological equipment is as follows. A
Осуществляют технологическую выдержку этого кислотного состава в течение от 0,5 часа до 24 часов, в зависимости от применяемого состава кислотного состава, характеризующегося, в том числе, скоростью реакции. После технологической выдержки осуществляют перепосадку обоих пакеров 3 и 4 таким образом, чтобы они оба оказались расположены выше интервала обрабатываемого пласта 5, путем натяжки колонны НКТ 2 срываются в транспортное положение пакера и поднятием НКТ на необходимую величину повторно пакеры устанавливают. Далее выполняют свабирование, т.е. извлечение из пласта продуктов реакции кислоты с породой путем применения промышленного комплекса геофизической партии, когда сваб (устройство типа обратной воронки, желонки) циклами спускается на кабеле в НКТ и при последующем ходе вверх извлекает на дневную поверхность в емкость жидкость из НКТ. Затем, после указанной операции свабирования и извлечения продуктов реакции, через скважинный циркуляционный клапан 10, который был ранее установлен на колонне 2 НКТ над верхним пакером 3, производят замещение жидкости, находящейся в межтрубье 11 и в колонне 2 НКТ, любой жидкостью глушения, например технической водой плотностью 1,05 г/см3. За счет этого в НКТ устанавливается столб жидкости глушения, вытесняя продукты реакции. Далее в заглушенной скважине 1 производят распакеровку верхнего пакера 3, для этого производят натяжение НКТ наземным подъемником. Затем посредством ИПГ 9 отсоединяют технологическую колонну 2 НКТ от нижнего пакера 4 (пакер 4 и обратный клапан 8 остаются на своем месте в скважине). Для этого, например, в вариации гидравлического действия разъединение ИПГ осуществляется гидравлически после сброса шара в НКТ. Извлекают указанную колонну 2 НКТ из скважины 1 промышленным подъемником. Спускают в скважину глубинный насос 12 (фиг. 2), включают его. Скважину отрабатывают до вывода ее на проектный режим и вводят в эксплуатацию.Carry out technological exposure of this acid composition for from 0.5 hour to 24 hours, depending on the composition of the acid composition, which is characterized, inter alia, by the reaction rate. After technological endurance, re-planting of both
Таким образом, предлагаемый способ обработки ПЗП имеет следующие преимущества перед известными:Thus, the proposed method of processing a PPP has the following advantages over the known:
- после кислотной обработки предлагаемым способом обеспечивается гарантированное сохранение коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта скважины даже при реализации в способе после кислотной обработки операции глушения, при одновременном использовании на стадии глушения любых видов жидкостей глушения и без учета ее плотности, в том числе и выше требуемой для данных геолого-технический условий;- after acid treatment, the proposed method ensures guaranteed conservation of the reservoir properties of the bottomhole zone of the productive formation even when the method of killing is carried out after the acid treatment while simultaneously using all types of killing fluids at the stage of killing and without taking into account its density, including the density required for data of geological and technical conditions;
- ожидается получение большего прироста суточного дебита нефти после кислотной обработки призабойной зоны скважины, чем при обычной кислотной обработке скважины. Получение большего дебита приводит к повышению экономической эффективности эксплуатации скважины.- it is expected to receive a larger increase in the daily oil production rate after acid treatment of the bottom hole zone than with conventional acid treatment of the well. Getting a larger flow rate leads to an increase in the economic efficiency of well operation.
- оставляемый в скважине пакер 4 с обратным клапаном 8 позволяет сократить затраты по последующему глушению скважины (например, для смены насоса) за счет возможности применения жидкости с заведомо большей плотностью без ухудшения коллекторских свойств продуктивного пласта.- the
Claims (8)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015142651/03A RU2601960C1 (en) | 2015-10-07 | 2015-10-07 | Well bottomhole zone treatment method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015142651/03A RU2601960C1 (en) | 2015-10-07 | 2015-10-07 | Well bottomhole zone treatment method |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2601960C1 true RU2601960C1 (en) | 2016-11-10 |
Family
ID=57278146
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015142651/03A RU2601960C1 (en) | 2015-10-07 | 2015-10-07 | Well bottomhole zone treatment method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2601960C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2764406C1 (en) * | 2021-09-08 | 2022-01-17 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Well plugging method |
| CN115263253A (en) * | 2022-09-16 | 2022-11-01 | 吕远 | Large-amplitude variable bottom hole pressure mining device and method |
| RU2792124C1 (en) * | 2022-04-26 | 2023-03-16 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Method for hydrochloric acid treatment of the bottom-hole zone of an oil reservoir |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5207778A (en) * | 1991-10-24 | 1993-05-04 | Mobil Oil Corporation | Method of matrix acidizing |
| RU2247832C1 (en) * | 2003-07-28 | 2005-03-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ИНТЕНСИФИКАЦИЯ" | Method for range-wise treatment of productive layer through open horizontal well shaft and device for realization of said method |
| RU2304710C1 (en) * | 2006-09-19 | 2007-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well bottom zone treatment process |
| RU2318999C1 (en) * | 2007-03-01 | 2008-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for horizontal well bottom zone interval treatment |
| RU2459948C1 (en) * | 2011-03-14 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Interval treatment method of bottom-hole zone of oil-gas well formations (versions) |
| RU2509872C1 (en) * | 2012-10-16 | 2014-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Well formation treatment device |
-
2015
- 2015-10-07 RU RU2015142651/03A patent/RU2601960C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5207778A (en) * | 1991-10-24 | 1993-05-04 | Mobil Oil Corporation | Method of matrix acidizing |
| RU2247832C1 (en) * | 2003-07-28 | 2005-03-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ИНТЕНСИФИКАЦИЯ" | Method for range-wise treatment of productive layer through open horizontal well shaft and device for realization of said method |
| RU2304710C1 (en) * | 2006-09-19 | 2007-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well bottom zone treatment process |
| RU2318999C1 (en) * | 2007-03-01 | 2008-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for horizontal well bottom zone interval treatment |
| RU2459948C1 (en) * | 2011-03-14 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Interval treatment method of bottom-hole zone of oil-gas well formations (versions) |
| RU2509872C1 (en) * | 2012-10-16 | 2014-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Well formation treatment device |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ЛОГИНОВ Б. Г. и др. Руководство по кислотным обработкам скважин Москва, Недра, 1966, с. 97, 98, 193-202. * |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2764406C1 (en) * | 2021-09-08 | 2022-01-17 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Well plugging method |
| RU2792124C1 (en) * | 2022-04-26 | 2023-03-16 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Method for hydrochloric acid treatment of the bottom-hole zone of an oil reservoir |
| RU2793999C1 (en) * | 2022-07-18 | 2023-04-12 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Method for acid treatment of bottom-hole formation zone |
| CN115263253A (en) * | 2022-09-16 | 2022-11-01 | 吕远 | Large-amplitude variable bottom hole pressure mining device and method |
| RU2816619C1 (en) * | 2023-06-23 | 2024-04-02 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Method of pumping hydrochloric acid into watered oil formation |
| RU2833011C1 (en) * | 2024-04-22 | 2025-01-13 | Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС ТЕХНОЛОГИИ" | Method to increase efficiency of formation fluids production |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5862863A (en) | Dual completion method for oil/gas wells to minimize water coning | |
| US10830010B2 (en) | Ball activated treatment and production system including injection system | |
| RU2304710C1 (en) | Well bottom zone treatment process | |
| RU2601960C1 (en) | Well bottomhole zone treatment method | |
| CA2937488A1 (en) | Sequential re-completions of horizontal wells in unconsolidated sand reservoirs to increase non-thermal primary heavy oil recovery | |
| US9284828B2 (en) | Method for increasing hydrocarbon extraction and for ensuring the continuous operation of wells | |
| RU2374437C1 (en) | Method hydraulic reservoir factoring execution without lifting downhole assembly | |
| RU2520221C1 (en) | Treatment method of bottomhole zone | |
| US7240733B2 (en) | Pressure-actuated perforation with automatic fluid circulation for immediate production and removal of debris | |
| CA2999197A1 (en) | Method of well completion | |
| RU2441979C1 (en) | Acid treatment of an oil exploitation well bottom-hole area | |
| RU2610967C1 (en) | Method of selective treatment of productive carbonate formation | |
| US20050217853A1 (en) | Pressure-actuated perforation with continuous removal of debris | |
| RU2708647C1 (en) | Method of treatment of bottomhole zone of the well | |
| RU2459948C1 (en) | Interval treatment method of bottom-hole zone of oil-gas well formations (versions) | |
| CN114198051B (en) | High-sulfur-content abandoned well sealing method | |
| RU2537430C1 (en) | Method of cleaning of near wellbore region of injection wells | |
| RU2296217C1 (en) | Well bottom zone treatment method | |
| RU2066733C1 (en) | Method for shutoff of water inflow to producing well | |
| RU2012148168A (en) | METHOD FOR INCREASING HYDROCARBON PRODUCTION USING REAGENT REPRESSION-DEPRESSION CLEANING OF THE BOTTOMFOR ZONE | |
| RU2237805C1 (en) | Method for treatment of face-adjacent well zone | |
| EP1647668A1 (en) | Well stimulation | |
| RU106649U1 (en) | TECHNOLOGICAL LAYOUT FOR WELL DEVELOPMENT | |
| RU2593283C1 (en) | Method of extracting packer from well | |
| RU2645688C1 (en) | Carbonate formation hydraulic fracturing method |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20201008 |