RU2695908C1 - Well completion method - Google Patents
Well completion method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2695908C1 RU2695908C1 RU2018127258A RU2018127258A RU2695908C1 RU 2695908 C1 RU2695908 C1 RU 2695908C1 RU 2018127258 A RU2018127258 A RU 2018127258A RU 2018127258 A RU2018127258 A RU 2018127258A RU 2695908 C1 RU2695908 C1 RU 2695908C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pressure
- perforation
- acid
- mpa
- perforator
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 16
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 30
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 27
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 23
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 16
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 15
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 11
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 9
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 8
- 230000008520 organization Effects 0.000 claims abstract description 4
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims description 16
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 claims description 8
- 230000001960 triggered effect Effects 0.000 claims description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 abstract description 14
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 12
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 10
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 10
- 238000011282 treatment Methods 0.000 abstract description 7
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 abstract description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 5
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 38
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 24
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 10
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 6
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 5
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 5
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 4
- NUJOXMJBOLGQSY-UHFFFAOYSA-N manganese dioxide Chemical compound O=[Mn]=O NUJOXMJBOLGQSY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 4
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 238000002788 crimping Methods 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 2
- 108010038016 Mannose-1-phosphate guanylyltransferase Proteins 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 1
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 1
- 239000000123 paper Substances 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
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
- E21B43/11—Perforators; Permeators
- E21B43/114—Perforators using direct fluid action on the wall to be perforated, e.g. abrasive jets
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)
- Manufacture And Refinement Of Metals (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при заканчивании скважин.The invention relates to the oil industry and can be used when completing wells.
Известен способ заканчивания скважины, согласно которому снабжают скважину обсадной колонной до кровли продуктивного пласта из обсаженной скважины. При этом в скважине определяют нефтенасыщенные пропластки. Расширяют открытый ствол скважины в зонах нефтенасыщенных пропластков и одновременно промывают нефтью. После этого обрабатывают расширенный ствол скважины гидроструйной подачей раствора кислоты через насадку для гидропескоструйной перфорации (Патент РФ №2182651, опубл. 20.05.2002).A well-known method of well completion, according to which the casing is supplied with a well to the roof of the producing formation from a cased well. At the same time, oil-saturated layers are determined in the well. Extend the open hole in the zones of oil-saturated interlayers and at the same time washed with oil. After that, the extended borehole is treated with a hydro-jet supply of an acid solution through a nozzle for hydro-sand-jet perforation (RF Patent No. 2182651, publ. 05.20.2002).
Известен способ заканчивания скважины, включающий спуск и цементирование эксплуатационной колонны, разбуривание цементного стакана с последующим созданием ствола в интервале продуктивного пласта, создание каверн и перемычек в интервале продуктивного пласта и в перемычках осуществление зондовой перфорации (патент РФ №2533783, опубл. 20.11.2014).A well-known method of well completion, including the launching and cementing of the production string, drilling a cement cup with the subsequent creation of a trunk in the interval of the reservoir, creating caverns and jumpers in the interval of the reservoir and in the bridges, the implementation of probe perforation (RF patent No. 2533783, publ. 20.11.2014) .
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ обработки продуктивного карбонатного пласта, который предусматривает вскрытие бурением продуктивного пласта с промывкой буровым полимерным раствором, цементирование колонны и перфорацию ее путем сверления на большую глубину с интервалом между перфорационными отверстиями 1-3 м, спуск колонны насосно-компрессорных или бурильных труб с пакером, разобщение им верхних перфорационных каналов от нижних одного из интервалов пласта, обработка пласта кислотой путем циркуляции их в заколонном пространстве. Для ускорения операции обработки и повышения ее эффективности одновременно с обработкой пласта в призабойной зоне под пакером циклически создают вакуум - разрежение, например, путем свабирования. При этом операцию обработки осуществляют, начиная с верхнего интервала у кровли пласта под давлением ниже давления гидроразрыва пласта, создаваемым над пакером через межтрубное пространство (патент РФ №2423604, опубл. 10.07.2011 -прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of processing a productive carbonate formation, which involves opening a drilling of a productive formation with washing with a drilling polymer solution, cementing the column and perforating it by drilling to a great depth with an interval between perforations of 1-3 m, lowering the column pump -compressor or drill pipes with a packer, uncoupling of the upper perforation channels from the lower one of the intervals of the formation, treatment of the formation of acids oh by circulating them in the annulus. To speed up the processing operation and increase its efficiency simultaneously with the formation treatment in the bottom-hole zone under the packer, vacuum vacuum is cyclically created, for example, by swabbing. In this case, the processing operation is carried out starting from the upper interval at the top of the formation under pressure below the hydraulic fracturing pressure created above the packer through the annulus (RF patent No. 2423604, publ. 07/10/2011 prototype).
Общим недостатком известных способов является большая склонность к обводнению скважин при размещении скважин в продуктивных пластах малой толщины вблизи от водонасыщенного пласта, что связано с риском прорыва вод из нижележащего водонасыщенного пласта.A common disadvantage of the known methods is the great tendency to watering wells when placing wells in productive formations of small thickness near the water-saturated formation, which is associated with the risk of water breakthrough from the underlying water-saturated formation.
В предложенном изобретении решается задача снижения риска обводнения скважины.The proposed invention solves the problem of reducing the risk of waterlogging wells.
Задача решается тем, что в способе заканчивания скважины, включающем вскрытие бурением продуктивного пласта, спуск эксплуатационной колонны, цементирование заколонного пространства, перфорацию, обработку кислотой и свабирование, согласно изобретению, при перфорации спускают в эксплуатационную колонну компоновку из колонны насосно-компрессорных труб с перфоратором прокалывающего действия, проводят перфорацию на технической воде прокалывающим перфоратором эксплуатационной колонны и цемента в заколонном пространстве в интервале продуктивного пласта, после каждого срабатывания перфоратора через перфоратор и образованные перфорационные отверстия намывают каверны в продуктивном пласте технической водой в объеме 2,5-3,5 м3 на 1 перфорационное отверстие при давлении 15-16 МПа с расходом 3,5-4 л/с, при обработке пласта кислотой проводят ступенчатую кислотную обработку интервала перфорации с продавкой кислоты и организацией кислотных ванн под давлением технической водой со ступенчатым увеличением давления на каждой ступени до появления приемистости скважины в объеме не менее 0,5 л/с при давлении 3-5 МПа, а свабирование проводят в три этапа с интенсивным отбором в объеме 0,5 м3 за 20-30 минут на первом и втором этапах и малоинтенсивным отбором в объеме 0,5 м3 за 45-60 минут на третьем этапе, при этом в качестве технической воды используют воду с плотностью, обеспечивающей противодавление на пласт, включающей поверхностно-активное вещество в количестве 0,1-0,3% по массе (масс.) и нейтрализатор сероводорода в количестве 0,08-0,12% по массе (масс.).The problem is solved in that in the method of completing a well, which includes drilling a producing formation, lowering the production string, cementing the annulus, perforating, acidizing and swabbing, according to the invention, during perforation, the assembly of the tubing string with a perforating perforator is lowered into the production string actions, carry out perforation on industrial water with a piercing perforator of the production casing and cement in the annular space in the range of reductive formation after each actuation perforator drill and through the perforations formed in the cavity namyvayut reservoir process water in the amount of 2.5-3.5 m 3 per one perforation at a pressure of 15-16 MPa at a rate of 3.5-4 L / c, during the treatment of the formation with acid, a stepwise acid treatment of the perforation interval is carried out with acid sales and the organization of acidic baths under pressure with process water with a stepwise increase in pressure at each stage until the injectivity of the well in a volume not exceeding it is 0.5 l / s at a pressure of 3-5 MPa, and swabbing is carried out in three stages with intensive selection in a volume of 0.5 m 3 for 20-30 minutes in the first and second stages and low-intensity selection in a volume of 0.5 m 3 45-60 minutes in the third stage, while water with a density that provides backpressure on the formation, including a surfactant in an amount of 0.1-0.3% by weight (mass.) and a hydrogen sulfide neutralizer in the amount of 0.08-0.12% by weight (mass.).
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
Разработка ряда нефтяных залежей в карбонатных коллекторах осложнена малыми толщинами (менее 5 м) продуктивных пластов, отсутствием притока без проведения солянокислотной обработки и увеличения поверхности фильтрации жидкостей, а также близостью нижележащих водонасыщенных пластов. При заканчивании скважин в таких условиях при интенсификационных обработках, направленных на увеличение приемистости скважин, возникает опасность образования сообщения с нижележащим водонасыщенным пластом и обводнения скважины за счет прорыва вод из нижележащего водонасыщенного пласта. В предложенном изобретении решается задача снижения риска обводнения скважины при проведении интенсификационных обработок. Задача решается следующим образом.The development of a number of oil deposits in carbonate reservoirs is complicated by the small thicknesses (less than 5 m) of productive formations, the absence of influx without hydrochloric acid treatment and an increase in the surface of fluid filtration, and the proximity of the underlying water-saturated formations. When wells are completed in such conditions during stimulation treatments aimed at increasing the injectivity of the wells, there is a danger of forming a message with the underlying water-saturated formation and watering the well due to water breakthrough from the underlying water-saturated formation. The proposed invention solves the problem of reducing the risk of watering a well during stimulation treatments. The problem is solved as follows.
Вскрывают бурением продуктивный пласт. В скважину спускают эксплуатационную колонну до забоя, цементируют заколонное пространство, проводят выдержку для схватывания и твердения цемента. В скважине проводят операции, связанные с удалением остатков цемента, промывкой, шаблонированием, опрессовкой, т.е. готовят скважину к перфорации. Заполняют скважину технической водой. В качестве технической воды используют воду с плотностью, обеспечивающей противодавление на пласт, включающей поверхностно-активное вещество в количестве 0,1-0,3% (масс.) и нейтрализатор сероводорода в количестве 0,08 - 0,12% (масс.).Drilling a productive formation. The production casing is lowered to the bottom to the bottom, the annulus is cemented, holding is carried out to set and harden the cement. In the well, operations are carried out associated with the removal of cement residues, flushing, templating, crimping, i.e. prepare the well for perforation. Fill the well with technical water. As industrial water, water is used with a density that provides back pressure to the formation, including a surfactant in an amount of 0.1-0.3% (mass.) And a hydrogen sulfide neutralizer in an amount of 0.08 - 0.12% (mass.) .
В качестве поверхностно-активного вещества используют вещества типа МЛ-81, МЛ-81Б, ТН-МС и т.п.As a surfactant, substances of the type ML-81, ML-81B, TN-MS, etc. are used.
МЛ-81 выпускается по ТУ 2481-007-48482528-99. Представляет собой вязкую жидкость от желтого до коричневого цвета, температура застывания -30°СML-81 is produced according to TU 2481-007-48482528-99. It is a viscous liquid from yellow to brown in color, pour point -30 ° C
МЛ-81 Б выпускается по ТУ 2481-007-48482528-99. Представляет собой вязкую жидкость от желтого до коричневого цвета, температура застывания -30°СML-81 B is produced according to TU 2481-007-48482528-99. It is a viscous liquid from yellow to brown in color, pour point -30 ° C
Моющий реагент ТН-МС выпускается по ТУ 20.59.42-005-13004554-2017. Представляет собой прозрачную жидкость от бесцветного до коричневого цвета.The washing reagent TN-MS is produced according to TU 20.59.42-005-13004554-2017. It is a clear liquid from colorless to brown.
В качестве нейтрализатора сероводорода используют продукты НСТ, НСВУ-1, ТНХС-НС, СНПХ-1050, двуокись марганца и т.п.The products НСТ, НСВУ-1, ТНХС-НС, СНПХ-1050, manganese dioxide, etc. are used as a hydrogen sulfide neutralizer.
Продукт нейтрализатор сероводорода НСТ выпускается по ТУ 2458-003-57242740-2006. Представляет собой жидкость от бесцветного до серого цвета, температура застывания -35°С.The HCT hydrogen sulfide neutralizer product is produced according to TU 2458-003-57242740-2006. It is a colorless to gray liquid with a pour point of -35 ° C.
НСВУ-1- нейтрализатор сероводорода универсальный выпускается по ТУ 2458-001-50801389-2006, представляет собой комплекс реагентов, которые при совместном контакте с водой обеспечивают генерацию пены и нейтрализацию газообразного и растворенного сероводорода. Компоненты нейтрализатора сероводорода НСВУ-1-поступают в виде цилиндров, порошка или гранул различных размеров, упакованных в оболочку из картона или бумаги, и поставляются в картонных коробках иди деревянных ящиках.NSVU-1-universal hydrogen sulfide neutralizer is produced according to TU 2458-001-50801389-2006, it is a complex of reagents that, when combined with water, provide foam generation and neutralize gaseous and dissolved hydrogen sulfide. The components of the NSVU-1-hydrogen sulfide neutralizer come in the form of cylinders, powder or granules of various sizes, packed in a shell made of cardboard or paper, and are delivered in cardboard boxes or wooden boxes.
Нейтрализатор сероводорода ТНХС-НС, выпускается по ТУ2458-213-83459339-2010. Представляет собой жидкость без твердых примесей, от бесцветного до коричневого цвета.The hydrogen sulfide neutralizer TNHS-NS, is produced according to TU2458-213-83459339-2010. It is a liquid without solid impurities, from colorless to brown.
СНПХ-1050 выпускается по ТУ 2458-256-05765670-2008. Представляет собой жидкость желтоватого цвета.SNPCH-1050 is produced according to TU 2458-256-05765670-2008. It is a yellowish liquid.
Двуокись марганца соответствует ГОСТ 4470-79. Представляет собой порошок черного цвета.Manganese dioxide complies with GOST 4470-79. It is a black powder.
Проводят перфорацию прокалывающим перфоратором эксплуатационной колонны и цемента в заколонном пространстве в интервале продуктивного пласта. После каждого срабатывания перфоратора через перфоратор и образованные перфорационные отверстия (как правило, два отверстия при каждом срабатывании перфоратора) намывают каверны в продуктивном пласте технической водой в объеме 2,5-3,5 м3 на 1 перфорационное отверстие при давлении 14-16 МПа с расходом 3,5-4 л/с.Perforation is carried out by a piercing perforator of the production string and cement in the annulus in the interval of the reservoir. After each operation of the punch, through the punch and formed perforations (usually two holes each time the punch is triggered), caverns in the reservoir are filled with industrial water in a volume of 2.5-3.5 m 3 per 1 perforation at a pressure of 14-16 MPa s flow rate of 3.5-4 l / s.
Далее проводят обработку околоскважинного пространства кислотой по колонне насосно-компрессорных труб с перфоратором. Проводят ступенчатую кислотную обработку интервала перфорации с продавкой кислоты и организацией кислотных ванн под давлением технической водой со ступенчатым увеличением давления на каждой ступени до появления приемистости скважины. Наиболее предпочтительным является режим, при котором продавку кислоты производят под давлением, начиная с 3 МПа. Увеличение давления закачки осуществляют ступенчато по 1 МПа с выдержкой во времени в режиме ванны 15-60 минут, не превышая при этом давления опрессовки колонны. При этом критерием успешности кислотной обработки является достижение приемистости 0,5 л/с при давлении 3-5 МПа. Критерием прекращения кислотной обработки является увеличение приемистости более 1,5 л/с при давлении 3-5 МПа.Next, the near-borehole space is treated with acid along the tubing string with a perforator. Carry out stepwise acid processing of the perforation interval with the sale of acid and the organization of acid baths under pressure with process water with a stepwise increase in pressure at each stage until the injectivity of the well. Most preferred is a regimen in which the acid is forced under pressure, starting at 3 MPa. The injection pressure is increased stepwise by 1 MPa with a time delay in the bath mode of 15-60 minutes, without exceeding the pressure of the pressure testing of the column. In this case, the criterion for the success of acid treatment is the achievement of injectivity of 0.5 l / s at a pressure of 3-5 MPa. The criterion for the termination of acid treatment is an increase in injectivity of more than 1.5 l / s at a pressure of 3-5 MPa.
После реагирования кислоты в течение 2-4 часов скважину свабируют по колонне насосно-компрессорных труб с перфоратором..After the reaction of the acid for 2-4 hours, the well is swabbed along the tubing string with a perforator ..
Выполняют свабирование в три этапа с интенсивным отбором воды и газа на первом этапе, интенсивным отбором нефтяной эмульсии, нефти и газа на втором этапе, и малоинтенсивным отбором нефти и газа на третьем этапе.Swabbing is performed in three stages with intensive extraction of water and gas in the first stage, intensive extraction of oil emulsion, oil and gas in the second stage, and low-intensity extraction of oil and gas in the third stage.
Интенсивный отбор производится при откачке технологической жидкости с объемом в 0,5 м3 за 20-30 минут, малоинтенсивный отбор - 0,5 м3 за 45-60 минут.Intensive sampling is performed during pumping out of the technological fluid with a volume of 0.5 m 3 in 20-30 minutes, low-intensity sampling is 0.5 m 3 in 45-60 minutes.
В результате удается обеспечить необходимую продуктивность скважины без риска обводнения от нижележащего водонасыщенного пласта. Примеры конкретного выполненияAs a result, it is possible to ensure the necessary productivity of the well without the risk of flooding from the underlying water-saturated formation. Case Studies
Пример 1. Бурят скважину стволом диаметром 156 мм карбонатном пласте. Продуктивный пласт расположен на глубине 1159-1168 м, толщина пласта 9 м. Ниже расположен водонасыщенный пласт. В скважину до забоя спускают эксплуатационную колонну диаметром 114 мм. Цементируют заколонное пространство. Скважина заполнена водой плотностью 1 г/см3. После схватывания и твердения цемента в скважине проводят операции, связанные с удалением остатков цемента, промывкой, шаблонированием, опрессовкой, т.е. готовят скважину к перфорации. Заполняют скважину технической водой плотностью 1,16 г/см3, включающей 0,2% (масс.) поверхностно-активного вещества МЛ-81Б и 0,1% (масс.) нейтрализатора сероводорода - продукт нейтрализатор сероводорода НСТ.Example 1. Drill a well with a barrel with a diameter of 156 mm carbonate formation. The reservoir is located at a depth of 1159-1168 m, the thickness of the reservoir is 9 m. Below is a water-saturated reservoir. A production casing with a diameter of 114 mm is lowered into the well before the bottom. Cement annular space. The well is filled with water with a density of 1 g / cm 3 . After setting and hardening of cement in the well, operations are carried out associated with the removal of cement residues, washing, templating, crimping, i.e. prepare the well for perforation. The well is filled with technical water with a density of 1.16 g / cm 3 , including 0.2% (mass.) Of the ML-81B surfactant and 0.1% (mass.) Of a hydrogen sulfide neutralizer — a product of HCT hydrogen sulfide neutralizer.
В эксплуатационную колонну спускают компоновку, состоящую из колонны насосно-компрессорных труб с перфоратором прокалывающего действия марки ГМПП (гидромеханический прокалывающий перфоратор).An assembly consisting of a tubing string with a perforating gun of the GMPP grade (hydromechanical piercing perforator) is lowered into the production casing.
Проводят перфорацию прокалывающим перфоратором эксплуатационной колонны и цемента в заколонном пространстве в интервале 1168-1159 м продуктивного пласта. Выполняют 46 проколов - отверстий. После каждого срабатывания перфоратора через перфоратор и образованные перфорационные отверстия намывают каверны в продуктивном пласте технической водой плотностью 1,16 г/см3, включающей 0,2% (масс.) поверхностно-активного вещества МЛ- 81Б и 0,1% (масс.) нейтрализатора сероводорода - продукт нейтрализатор сероводорода НСТ, в объеме 3 м3 на 1 перфорационное отверстие при давлении 15 МПа с расходом 3,8 л/с.Perforation is carried out by piercing a production casing and cement perforator in the annulus in the interval 1168-1159 m of the productive formation. Perform 46 punctures - holes. After each actuation of the perforator through the perforator and formed perforations, cavities in the reservoir are washed with industrial water with a density of 1.16 g / cm 3 , including 0.2% (mass.) Of the ML-81B surfactant and 0.1% (mass. ) a hydrogen sulfide neutralizer - a product of an HCT hydrogen sulfide neutralizer, in a volume of 3 m 3 per 1 perforation hole at a pressure of 15 MPa with a flow rate of 3.8 l / s.
По колонне насосно-компрессорных труб с перфоратором закачивают 24%-ную соляную кислоту в объеме 3,57 м3 при открытой затрубной задвижке. Закрывают затрубную задвижку. Закачивают по колонне насосно-компрессорных труб ту же соляную кислоту при начальном давлении 3 МПа. Скважина при постоянной закачке не принимает. Проводят технологическую выдержку в режиме ванны 1 час, при этом давление с 3 МПа снижается до 1,5 МПа. Продавливают ту же соляную кислоту с дренированием при давлении 3 МПа. Скважина при постоянной закачке не принимает. Закачивают ту же соляную кислоту при давлении 4 МПа. Скважина при постоянной закачке не принимает. Закачивают ту же соляную кислоту в объеме 0,1 м3 за 1 час при давлении 5 МПа с ожиданием падения давления. Скважина при постоянной закачке не принимает. Закачивают ту же соляную кислоту в объеме 6,33 м3 с подъемом давления до 6 и постепенном снижении на конечном этапе до 4,5 МПа с оставлением кислотной ванны на 10 минут через каждые 500 л прокаченной кислоты. Продавливают соляную кислоту технической водой в объеме 4,6 м3 с оставлением кислотной ванны на 10 минут через каждые 500 л. Проводят ожидание на реагирование кислоты в течение 2 часов. Скважина принимает при давлении 4 МПа при постоянном расходе 0,8 л/с.24% hydrochloric acid in a volume of 3.57 m 3 with an annular valve open is pumped through a tubing string with a perforator. Close the annular valve. The same hydrochloric acid is pumped through the tubing string at an initial pressure of 3 MPa. A well with continuous injection does not accept. Spend technological exposure in the bath mode for 1 hour, while the pressure from 3 MPa decreases to 1.5 MPa. The hydrochloric acid is drained with drainage at a pressure of 3 MPa. A well with continuous injection does not accept. The same hydrochloric acid is injected at a pressure of 4 MPa. A well with continuous injection does not accept. The same hydrochloric acid is injected in a volume of 0.1 m 3 for 1 hour at a pressure of 5 MPa with the expectation of a pressure drop. A well with continuous injection does not accept. The same hydrochloric acid is pumped in a volume of 6.33 m 3 with a rise in pressure to 6 and a gradual decrease at the final stage to 4.5 MPa, leaving an acid bath for 10 minutes every 500 l of pumped acid. Hydrochloric acid is pushed with technical water in a volume of 4.6 m 3 , leaving an acid bath for 10 minutes every 500 l. Wait for the reaction of the acid for 2 hours. The well receives at a pressure of 4 MPa at a constant flow rate of 0.8 l / s.
Проводят первый этап свабирования с интенсивным отбором по колонне насосно-компрессорных труб с отбором 3 м3 воды плотностью 1,13 г/см3 и газа. Всего отсвабировано 25 м3. Наблюдают сильный газовый фактор.The first stage of swabbing is carried out with intensive sampling of the tubing string with the extraction of 3 m 3 of water with a density of 1.13 g / cm 3 and gas. A total of 25 m 3 was swabbed. Observe a strong gas factor.
Проводят второй этап свабирования с интенсивным отбором по колонне насосно-компрессорных труб с отбором 18 м3 густой эмульсии, нефти и газа.The second stage of swabbing is carried out with intensive sampling of the tubing string with sampling of 18 m 3 of thick emulsion, oil and gas.
Проводят третий этап свабирования с малоинтенсивным отбором по колонне насосно-компрессорных труб с отбором 4 м3 нефти с газом.The third stage of swabbing is carried out with low-intensity selection along the tubing string with the selection of 4 m 3 of oil and gas.
Поднимают компоновку из скважины, спускают насосное оборудование и осваивают скважину. В результате дебит скважины составил 12 т/сут. безводной нефти.They raise the layout from the well, lower the pumping equipment and develop the well. As a result, the flow rate of the well was 12 tons / day. anhydrous oil.
Пример 2. Выполняют как пример 1.Example 2. Perform as example 1.
Заполняют скважину технической водой плотностью 1,15 г/см3, включающей 0,1% (масс.) поверхностно-активного вещества МЛ- 81 и 0,08% (масс.) нейтрализатора сероводорода - НСВУ-1.The well is filled with technical water with a density of 1.15 g / cm 3 , including 0.1% (mass.) Of the surfactant ML-81 and 0.08% (mass.) Of a hydrogen sulfide neutralizer - NSVU-1.
После каждого срабатывания перфоратора через перфоратор и образованные перфорационные отверстия намывают каверны в продуктивном пласте технической водой плотностью 1,15 г/см3, включающей 0,1% (масс.) поверхностно-активного вещества МЛ-81 и 0,08% (масс.) нейтрализатора - НСВУ-1, в объеме 2,5 м3 на 1 перфорационное отверстие при давлении 15 МПа с расходом 3,5 л/с.After each actuation of the perforator through the perforator and the perforations formed, cavities in the reservoir are washed with industrial water with a density of 1.15 g / cm 3 , including 0.1% (mass.) Of the ML-81 surfactant and 0.08% (mass. ) neutralizer - NSVU-1, in a volume of 2.5 m 3 per 1 perforation hole at a pressure of 15 MPa with a flow rate of 3.5 l / s.
По колонне насосно-компрессорных труб с перфоратором закачивают 24%-ную соляную кислоту в объеме 4 м3 при открытой затрубной задвижке. Закрывают затрубную задвижку. Закачивают по колонне насосно-компрессорных труб ту же соляную кислоту при начальном давлении 3 МПа. Скважина не принимает. Проводят технологическую выдержку в режиме ванны 1 час, при этом давление с 3 МПа снижается до 1,5 МПа. Продавливают ту же соляную кислоту с дренированием при давлении 3 МПа. Скважина при постоянной закачке не принимает. Закачивают ту же соляную кислоту при давлении 4 МПа. Скважина при постоянной закачке не принимает. Закачивают ту же соляную кислоту в объеме 0,1 м3 за 1 час при давлении 5 МПа с ожиданием падения давления до 1,5 МПа. Поднимают давление до 5 МПа скважина начинает принимать с расходом 0,6 л/с, продавливают при давлении 5 МПа 8 м3 соляной кислоты 24%-ной концентрации. Оставляют на реагирование на 3 часа.24% hydrochloric acid is pumped through a tubing string with a perforator in a volume of 4 m 3 with an annular gate valve open. Close the annular valve. The same hydrochloric acid is pumped through the tubing string at an initial pressure of 3 MPa. The well does not accept. Spend technological exposure in the bath mode for 1 hour, while the pressure from 3 MPa decreases to 1.5 MPa. The hydrochloric acid is drained with drainage at a pressure of 3 MPa. A well with continuous injection does not accept. The same hydrochloric acid is injected at a pressure of 4 MPa. A well with continuous injection does not accept. The same hydrochloric acid is pumped in a volume of 0.1 m 3 for 1 hour at a pressure of 5 MPa with the expectation of a pressure drop of up to 1.5 MPa. The pressure is raised to 5 MPa; the well begins to be taken at a flow rate of 0.6 l / s; it is forced through at a pressure of 5 MPa, 8 m 3 of hydrochloric acid of 24% concentration. Leave to respond for 3 hours.
Скважина принимает при давлении 5 МПа при постоянном расходе 0,6 л/с.The well receives at a pressure of 5 MPa at a constant flow rate of 0.6 l / s.
Свабирование проводят в три этапа с интенсивным отбором воды и газа на первом этапе, интенсивным отбором нефтяной эмульсии, нефти и газа на втором этапе, и малоинтенсивным отбором и нефти и газа на третьем этапе.Swabbing is carried out in three stages with intensive extraction of water and gas in the first stage, intensive extraction of oil emulsion, oil and gas in the second stage, and low-intensity extraction of oil and gas in the third stage.
Поднимают компоновку из скважины, спускают насосное оборудование и осваивают скважину. В результате дебит скважины составил 14 т/сут. безводной нефти.They raise the layout from the well, lower the pumping equipment and develop the well. As a result, the flow rate of the well was 14 tons / day. anhydrous oil.
Пример 3. Выполняют как пример 1.Example 3. Perform as example 1.
Заполняют скважину технической водой плотностью 1,14 г/см3, включающей 0,3% (масс.) поверхностно-активного вещества ТН-МС и 0,12% (масс.) нейтрализатора сероводорода СНПХ-1050.The well is filled with technical water with a density of 1.14 g / cm 3 , including 0.3% (mass.) Of the TH-MS surfactant and 0.12% (mass.) Of a hydrogen sulfide neutralizer SNPCH-1050.
После каждого срабатывания перфоратора через перфоратор и образованные перфорационные отверстия намывают каверны в продуктивном пласте в объеме 3,5 м3 на 1 перфорационное отверстие при давлении 16 МПа с расходом 4 л/с технической водой плотностью 1,14 г/см3, включающей 0,3% (масс.) поверхностно-активного вещества ТН-МС и 0,12% (масс.) нейтрализатора сероводорода СНПХ-1050.After each operation of the punch, through the punch and formed perforations, caverns in the reservoir are washed in the volume of 3.5 m 3 per 1 punch hole at a pressure of 16 MPa with a flow rate of 4 l / s with industrial water with a density of 1.14 g / cm 3 , including 0, 3% (mass.) Of the TH-MS surfactant and 0.12% (mass.) Of a hydrogen sulfide neutralizer SNPCH-1050.
По колонне насосно-компрессорных труб с перфоратором закачивают 24%-ную соляную кислоту в объеме 3,5 м3 при открытой затрубной задвижке. Закрывают затрубную задвижку. Закачивают по колонне насосно-компрессорных труб ту же соляную кислоту при начальном давлении 3 МПа. Скважина не принимает. Проводят технологическую выдержку в режиме ванны 1 час, при этом давление с 3 МПа снижается до 1,5 МПа. Продавливают ту же соляную кислоту с дренированием при давлении 3 МПа. Скважина при постоянной закачке не принимает. Закачивают ту же соляную кислоту при давлении 4 МПа. Скважина при постоянной закачке не принимает. Закачивают ту же соляную кислоту в объеме 0,1 м3 за 1 час при давлении 5,6 МПа с ожиданием падения давления. Поднимают давление до 6 МПа, скважина начинает принимать с расходом 0,5 л/с, продавливают при давлении 6 МПа. После продавливания 3 м3 кислоты давление постепенно снижается до 3 МПа. Оставляют на реагирование на 3 часа.24% hydrochloric acid is pumped into the tubing string with a perforator in a volume of 3.5 m 3 with an annular gate valve open. Close the annular valve. The same hydrochloric acid is pumped through the tubing string at an initial pressure of 3 MPa. The well does not accept. Spend technological exposure in the bath mode for 1 hour, while the pressure from 3 MPa decreases to 1.5 MPa. The hydrochloric acid is drained with drainage at a pressure of 3 MPa. A well with continuous injection does not accept. The same hydrochloric acid is injected at a pressure of 4 MPa. A well with continuous injection does not accept. The same hydrochloric acid is pumped in a volume of 0.1 m 3 for 1 hour at a pressure of 5.6 MPa with the expectation of a pressure drop. They raise the pressure to 6 MPa, the well begins to take with a flow rate of 0.5 l / s, push through at a pressure of 6 MPa. After forcing 3 m 3 of acid, the pressure gradually decreases to 3 MPa. Leave to respond for 3 hours.
Скважина принимает при давлении 3 МПа при постоянном расходе 0,9 л/с.The well receives at a pressure of 3 MPa at a constant flow rate of 0.9 l / s.
Свабирование проводят в три этапа с интенсивным отбором воды и газа на первом этапе, интенсивным отбором нефтяной эмульсии, нефти и газа на втором этапе, и малоинтенсивным отбором нефти и газа на третьем этапе.Swabbing is carried out in three stages with intensive extraction of water and gas in the first stage, intensive extraction of oil emulsion, oil and gas in the second stage, and low-intensity extraction of oil and gas in the third stage.
Поднимают компоновку из скважины, спускают насосное оборудование и осваивают скважину. В результате дебит скважины составил 13 т/сут. безводной нефти.They raise the layout from the well, lower the pumping equipment and develop the well. As a result, the flow rate of the well was 13 tons / day. anhydrous oil.
В результате удается добывать нефть без обводнения от нижележащего водонасыщенного пласта.As a result, it is possible to extract oil without watering from the underlying water-saturated formation.
Применение предложенного способа позволит решить задачу снижения риска обводнения скважины.The application of the proposed method will solve the problem of reducing the risk of watering the well.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018127258A RU2695908C1 (en) | 2018-07-24 | 2018-07-24 | Well completion method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018127258A RU2695908C1 (en) | 2018-07-24 | 2018-07-24 | Well completion method |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2695908C1 true RU2695908C1 (en) | 2019-07-29 |
Family
ID=67586891
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018127258A RU2695908C1 (en) | 2018-07-24 | 2018-07-24 | Well completion method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2695908C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2750004C1 (en) * | 2020-11-20 | 2021-06-21 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for completing and intensifying inflow of well with carbonate reservoirs |
| RU2790071C1 (en) * | 2022-08-01 | 2023-02-14 | Акционерное общество "МАКойл" | Well treatment method |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2189435C1 (en) * | 2001-12-19 | 2002-09-20 | Суворов Геннадий Иванович | Method of well completion |
| US7073587B2 (en) * | 2001-10-13 | 2006-07-11 | 1407580 Ontario Inc | System for increasing productivity of oil, gas and hydrogeological wells |
| RU2423604C1 (en) * | 2010-03-04 | 2011-07-10 | Ринат Раисович Хузин | Procedure for development of payable carbonate bed |
| RU2531771C1 (en) * | 2013-11-07 | 2014-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of well bottom zone processing |
| RU2656255C1 (en) * | 2017-08-01 | 2018-06-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for perforating a well and processing a bottom-hole carbonate formation zone |
-
2018
- 2018-07-24 RU RU2018127258A patent/RU2695908C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7073587B2 (en) * | 2001-10-13 | 2006-07-11 | 1407580 Ontario Inc | System for increasing productivity of oil, gas and hydrogeological wells |
| RU2189435C1 (en) * | 2001-12-19 | 2002-09-20 | Суворов Геннадий Иванович | Method of well completion |
| RU2423604C1 (en) * | 2010-03-04 | 2011-07-10 | Ринат Раисович Хузин | Procedure for development of payable carbonate bed |
| RU2531771C1 (en) * | 2013-11-07 | 2014-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of well bottom zone processing |
| RU2656255C1 (en) * | 2017-08-01 | 2018-06-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for perforating a well and processing a bottom-hole carbonate formation zone |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2750004C1 (en) * | 2020-11-20 | 2021-06-21 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for completing and intensifying inflow of well with carbonate reservoirs |
| RU2790071C1 (en) * | 2022-08-01 | 2023-02-14 | Акционерное общество "МАКойл" | Well treatment method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2612061C1 (en) | Recovery method of shale carbonate oil field | |
| RU2558058C1 (en) | Interval hydraulic fracturing of carbonate formation in horizontal wellbore with bottom water | |
| CA3000260C (en) | Methods for performing fracturing and enhanced oil recovery in tight oil reservoirs | |
| RU2312211C1 (en) | Method for well bottom zone treatment | |
| RU2490442C1 (en) | Method for well completion | |
| RU2656255C1 (en) | Method for perforating a well and processing a bottom-hole carbonate formation zone | |
| RU2612060C1 (en) | Method of development of carbonate shaly oil deposits | |
| RU2652412C1 (en) | Method of acidizing bottomhole formation zone with carbonate reservoir | |
| RU2695908C1 (en) | Well completion method | |
| RU2540713C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2550642C1 (en) | Method of oil field development with horizontal wells | |
| RU2334098C1 (en) | Method of high-viscosity oil pool development | |
| RU2616052C1 (en) | Method development of shaly carbonate oil pays | |
| RU2627338C1 (en) | Solid carbonate oil deposits development method | |
| RU2514046C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2499134C2 (en) | Method of development of oil pool located above gas pool and separated therefrom by impermeable parting | |
| RU2750004C1 (en) | Method for completing and intensifying inflow of well with carbonate reservoirs | |
| RU2618542C1 (en) | Method for development of oil deposits by hydraulic fracturing fractures | |
| RU2288356C1 (en) | Method for processing bottomhole zone of horizontal well | |
| RU2543004C1 (en) | Method of acid longitudinal hydraulic fracturing of low-permeable terrigenous collector | |
| RU2645688C1 (en) | Carbonate formation hydraulic fracturing method | |
| RU2334097C1 (en) | Method of high-viscosity oil pool development | |
| RU2652399C1 (en) | Method of hydraulic graduation of a formation with clayey spaces | |
| RU2616016C9 (en) | Recovery method for solid carbonate reservoirs | |
| RU2638668C1 (en) | Method of thermofoam-acid treatment of near-well zone of carbonate reservoir |