Способ заканчивания скважины


 


Владельцы патента RU 2588081:

Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для интенсификации работы скважины. В скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб до забоя и промывают скважину циркуляцией, закачивают через колонну насосно-компрессорных труб на забой водный раствор поверхностно-активного вещества в объеме 3-4 м3 и продавливают водой плотностью 1,17-1,19 г/см3 в объеме 5-6 м3. Поднимают колонну насосно-компрессорных труб с доливом скважины водой плотностью 1,17-1,19 г/см3 до устья. Выполняют перфорацию скважины в интервалах продуктивного пласта, спускают колонну насосно-компрессорных труб с конусообразной воронкой и патрубком на устье скважины. Нижний конец колонны насосно-компрессорных труб устанавливают на 30-50 м выше планируемой верхней границы проппантного моста. Закачкой воды плотностью 1,17-1,19 г/см3 восстанавливают циркуляцию. Для создания проппантного моста используют проппант фракции 16/20 и выше. Проппант загружают в воронку по объему с одновременной подачей воды плотностью 1,17-1,19 г/см3. Поддерживают концентрацию проппанта в воде 50 кг/м3 в начале и до 100-150 кг/м3 в конце засыпки. После засыпки всего объема проппанта продолжают подачу воды через воронку для вытеснения проппанта из колонны насосно-компрессорных труб в объеме, равном объему колонны. Проводят технологическую выдержку для осаждения проппанта в течение 4-8 часов, восстанавливают циркуляцию жидкости, плавным допуском колонны насосно-компрессорных труб без циркуляции определяют верхнюю границу проппантного моста. При необходимости досыпают проппант при малой величине моста или вымывают часть моста при его большой величине, после чего поднимают из скважины колонну насосно-компрессорных труб. Технический результат заключается в сокращении времени образования проппантного моста и исключении расхода жидкости разрыва через нижние перфорационные отверстия.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для интенсификации работы скважины.

Известен способ интенсификации работы скважины, включающий отсыпку забоя, тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва. Для отсыпки забоя используют проппантный отход производства гидроразрыва, доставляют отход на забой порциями посредством взрывной тампонажной желонки с расширенным нижним отверстием (патент РФ №2541983, кл. Е21В 43/26, опубл. 20.02.2015).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ интенсификации работы скважины, включающий отсыпку забоя, тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва. Для отсыпки забоя используют проппантный отход производства гидроразрыва. Доставляют отход на забой порциями посредством желонки (патент РФ №2551586, кл. Е21В 43/26, опубл. 27.05.2015 - прототип).

Общим недостатком известных способов является длительность процесса отсыпки забоя, связанная с необходимостью спуско-подъемных операций желонки.

В предложенном изобретении решается задача ускорения процесса отсыпки забоя и исключения расхода жидкости разрыва через нижние перфорационные отверстия при гидроразрыве пласта.

Задача решается тем, что в способе заканчивания скважины, включающем перфорацию скважины, отсыпку забоя проппантом и проведение гидроразрыва пласта, согласно изобретению в скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб до забоя и промывают скважину циркуляцией, закачивают через колонну насосно-компрессорных труб на забой водный раствор поверхностно-активного вещества в объеме 3-4 м3 и продавливают водой плотностью 1,17-1,19 г/см3 в объеме 5-6 м3, поднимают колонну насосно-компрессорных труб с доливом скважины водой плотностью 1,17-1,19 г/см3 до устья, выполняют перфорацию скважины в интервалах продуктивного пласта, спускают колонну насосно-компрессорных труб с конусообразной воронкой и патрубком на устье скважины, нижний конец колонны насосно-компрессорных труб устанавливают на 30-50 м выше планируемой верхней границы проппантного моста, закачкой воды плотностью 1,17-1,19 г/см3 восстанавливают циркуляцию, для создания проппантного моста используют проппант фракции 16/20 и выше, проппант загружают в воронку по объему с одновременной подачей воды плотностью 1,17-1,19 гсм3, поддерживают концентрацию проппанта в воде 50 кг/м3 в начале и до 100-150 кг/м3 в конце засыпки, после засыпки всего объема проппанта продолжают подачу воды через воронку для вытеснения проппанта из колонны насосно-компрессорных труб в объеме, равном объему колонны, проводят технологическую выдержку для осаждения проппанта в течение 4-8 часов, восстанавливают циркуляцию жидкости, плавным допуском колонны насосно-компрессорных труб без циркуляции определяют верхнюю границу проппантного моста, при необходимости досыпают проппант при малой величине моста или вымывают часть моста при его большой величине, после чего поднимают из скважины колонну насосно-компрессорных труб.

Сущность изобретения

При проведении гидроразрыва пласта возникает необходимость изоляции нижележащих вскрытых интервалов продуктивного пласта от воздействия разрыва. Это обычно достигается отсыпкой нижележащих интервалов скважины песком или проппантными отходами производства. Однако при этом отсыпка производится весьма длительно и зачастую не достигает своих целей, т.к. давление разрыва проникает через отсыпку, а жидкость разрыва хоть и медленно, но фильтруется и расходуется через нижние перфорационные отверстия. Это нарушает процесс гидроразрыва. В предложенном изобретении решается задача ускорения процесса отсыпки забоя и исключения расхода жидкости разрыва через нижние перфорационные отверстия при гидроразрыве пласта. Задача решается следующим образом.

В скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб до забоя и промывают скважину циркуляцией жидкостью глушения. Закачивают через колонну насосно-компрессорных труб на забой водный раствор поверхностно-активного вещества в объеме 3-4 м3 и продавливают водой плотностью 1,17-1,19 г/см3 в объеме 5-6 м3. Раствор поверхностно-активного вещества занимает околоскважинную зону и частично остается в скважине. Поднимают колонну насосно-компрессорных труб с доливом скважины водой плотностью 1,17-1,19 г/см3 до устья. Долив скважины позволяет сохранить давление на забое и исключить миграцию жидкостей из околоскважинной зоны и обратно в скважину. Выполняют перфорацию скважины в интервалах продуктивного пласта. Спускают колонну насосно-компрессорных труб с конусообразной воронкой и патрубком на устье скважины. Нижний конец колонны насосно-компрессорных труб устанавливают на 30-50 м выше планируемой верхней границы проппантного моста. Закачкой воды плотностью 1,17-1,19 г/см3 восстанавливают циркуляцию. Для создания проппантного моста используют проппант фракции 16/20 и выше, т.е. фракций 12/18 или 10/14. Такие фракции позволяют создать по предлагаемой технологии наиболее плотную упаковку проппанта, практически полностью исключающую утечки жидкости разрыва через нижние перфорационные отверстия. Проппант загружают в воронку по объему с одновременной подачей воды плотностью 1,17-1,19 гсм3. По мере засыпки скорость течения жидкости с проппантом возрастает, поэтому поддерживают концентрацию проппанта в воде 50 кг/м3 в начале и до 100-150 кг/м3 в конце засыпки. После засыпки всего объема проппанта продолжают подачу воды через воронку для вытеснения проппанта из колонны насосно-компрессорных труб в объеме, равном объему колонны. Проводят технологическую выдержку для осаждения проппанта в течение 4-8 часов. Как правило, такого времени бывает достаточно для осаждения и уплотнения проппанта на забое. Восстанавливают циркуляцию жидкости закачкой воды плотностью 1,17-1,19 г/см3. Останавливают циркуляцию. Плавным допуском колонны насосно-компрессорных труб без циркуляции определяют верхнюю границу проппантного моста. При необходимости досыпают проппант при малой величине моста или вымывают часть моста при его большой величине. Поднимают из скважины колонну насосно-компрессорных труб. Спускают в скважину оборудование для гидроразрыва, проводят гидроразрыв и осваивают скважину.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1. Выполняют работы по заканчиванию скважины со следующими характеристиками: пластовое давление 17 МПа, глубина по вертикали 1631,12 м, удлинение 358,88 м, направление 426 мм, глубина спуска 40 м, цемент до устья, промкондуктор 323,9 мм, глубина спуска 185 м, цемент до устья, кондуктор 244,5 мм, глубина спуска 351 м, цемент до устья, эксплуатационная колонна 168 мм, глубина спуска 1990 м, цемент до устья.

В скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб до забоя и промывают скважину циркуляцией воды плотностью 1,17 г/см3. Закачивают через колонну насосно-компрессорных труб на забой 1%-ный водный раствор поверхностно-активного вещества МЛ-81Б в объеме 3 м3 и продавливают водой плотностью 1,17 г/см3 в объеме 5 м3. Поднимают колонну насосно-компрессорных труб с доливом скважины водой плотностью 1,17 г/см3 до устья.

Выполняют перфорацию скважины: в интервале 1951-1949 м - 10 отверстий, в интервале 1951-1949 м - 10 отверстий, в интервале 1949-1946 м - 15 отверстий, в интервале 1949-1946 м - 15 отверстий, в интервале 1942-1940 м - 20 отверстий, в интервале 1940-1937 м - 30 отверстий.

Спускают колонну насосно-компрессорных труб с конусообразной воронкой и патрубком на устье скважины. Нижний конец колонны насосно-компрессорных труб устанавливают на 30 м выше планируемой верхней границы проппантного моста. Закачкой воды плотностью 1,17 г/см3 восстанавливают циркуляцию. Для создания проппантного моста используют проппант фракции 16/20. Проппант загружают в воронку по объему с одновременной подачей воды плотностью 1,17 гсм3. Поддерживают концентрацию проппанта в воде 50 кг/м3 в начале и до 100 кг/м3 в конце засыпки. После засыпки всего объема проппанта продолжают подачу воды через воронку для вытеснения проппанта из колонны насосно-компрессорных труб в объеме, равном объему колонны. Проводят технологическую выдержку для осаждения проппанта в течение 4 часов. Восстанавливают циркуляцию жидкости закачкой воды плотностью 1,17 г/см3. Останавливают циркуляцию. Плавным допуском колонны насосно-компрессорных труб без циркуляции определяют верхнюю границу проппантного моста. Высота моста в норме. Поднимают из скважины колонну насосно-компрессорных труб. Спускают в скважину оборудование для гидроразрыва, проводят гидроразрыв и осваивают скважину.

Пример 2. Выполняют, как пример 1.

В скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб до забоя и промывают скважину циркуляцией жидкостью глушения. Закачивают через колонну насосно-компрессорных труб на забой 2%-ный водный раствор поверхностно-активного вещества МЛ-72 в объеме 4 м3 и продавливают водой плотностью 1,19 г/см3 в объеме 6 м3. Поднимают колонну насосно-компрессорных труб с доливом скважины водой плотностью 1,19 г/см3 до устья. Выполняют перфорацию скважины в интервалах продуктивного пласта. Спускают колонну насосно-компрессорных труб с конусообразной воронкой и патрубком на устье скважины. Нижний конец колонны насосно-компрессорных труб устанавливают на 50 м выше планируемой верхней границы проппантного моста. Закачкой воды плотностью 1,19 г/см3 восстанавливают циркуляцию. Для создания проппантного моста используют проппант фракции 12/18. Проппант загружают в воронку по объему с одновременной подачей воды плотностью 1,19 гсм3. Поддерживают концентрацию проппанта в воде 50 кг/м3 в начале и до 150 кг/м3 в конце засыпки. После засыпки всего объема проппанта продолжают подачу воды через воронку для вытеснения проппанта из колонны насосно-компрессорных труб в объеме, равном объему колонны. Проводят технологическую выдержку для осаждения проппанта в течение 8 часов. Восстанавливают циркуляцию жидкости закачкой воды плотностью 1,19 г/см3. Останавливают циркуляцию. Плавным допуском колонны насосно-компрессорных труб без циркуляции определяют верхнюю границу проппантного моста. Досыпают проппант в количестве 10 кг. Поднимают из скважины колонну насосно-компрессорных труб. Спускают в скважину оборудование для гидроразрыва, проводят гидроразрыв и осваивают скважину.

Пример 3. Выполняют, как пример 1.

В скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб до забоя и промывают скважину циркуляцией жидкостью глушения. Закачивают через колонну насосно-компрессорных труб на забой 3%-ный водный раствор поверхностно-активного вещества ОП-7 в объеме 3,5 м3 и продавливают водой плотностью 1,18 г/см3 в объеме 5,5 м3. Поднимают колонну насосно-компрессорных труб с доливом скважины водой плотностью 1,18 г/см3 до устья. Долив скважины позволяет сохранить давление на забое и исключить миграцию жидкостей из околоскважинной зоны и обратно в скважину. Выполняют перфорацию скважины в интервалах продуктивного пласта. Спускают колонну насосно-компрессорных труб с конусообразной воронкой и патрубком на устье скважины. Нижний конец колонны насосно-компрессорных труб устанавливают на 40 м выше планируемой верхней границы проппантного моста. Закачкой воды плотностью 1,18 г/см3 восстанавливают циркуляцию. Для создания проппантного моста используют проппант фракции 10/14. Проппант загружают в воронку по объему с одновременной подачей воды плотностью 1,18 гсм3. Поддерживают концентрацию проппанта в воде 50 кг/м3 в начале и до 130 кг/м3 в конце засыпки. После засыпки всего объема проппанта продолжают подачу воды через воронку для вытеснения проппанта из колонны насосно-компрессорных труб в объеме, равном объему колонны. Проводят технологическую выдержку для осаждения проппанта в течение 6 часов. Восстанавливают циркуляцию жидкости закачкой воды плотностью 1,18 г/см3. Останавливают циркуляцию. Плавным допуском колонны насосно-компрессорных труб без циркуляции определяют верхнюю границу проппантного моста. Вымывают 300 мм моста. Поднимают из скважины колонну насосно-компрессорных труб. Спускают в скважину оборудование для гидроразрыва, проводят гидроразрыв и осваивают скважину.

При проведении гидроразрыва по примерам 1-3 не наблюдался уход жидкости разрыва через нижние перфорационные отверстия. Время создания проппантного моста по сравнению с прототипом сократилось на 6 часов.

Применение предложенного способа позволит сократить время образования проппантного моста и исключить расход жидкости разрыва через нижние перфорационные отверстия.

Способ заканчивания скважины, включающий перфорацию скважины, отсыпку забоя проппантом и проведение гидроразрыва пласта, отличающийся тем, что в скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб до забоя и промывают скважину циркуляцией, закачивают через колонну насосно-компрессорных труб на забой водный раствор поверхностно-активного вещества в объеме 3-4 м3 и продавливают водой плотностью 1,17-1,19 г/см3 в объеме 5-6 м3, поднимают колонну насосно-компрессорных труб с доливом скважины водой плотностью 1,17-1,19 г/см3 до устья, выполняют перфорацию скважины в интервалах продуктивного пласта, спускают колонну насосно-компрессорных труб с конусообразной воронкой и патрубком на устье скважины, нижний конец колонны насосно-компрессорных труб устанавливают на 30-50 м выше планируемой верхней границы проппантного моста, закачкой воды плотностью 1,17-1,19 г/см3 восстанавливают циркуляцию, для создания проппантного моста используют проппант фракции 16/20 и выше, проппант загружают в воронку по объему с одновременной подачей воды плотностью 1,17-1,19 г/см3, поддерживают концентрацию проппанта в воде 50 кг/м3 в начале и до 100-150 кг/м3 в конце засыпки, после засыпки всего объема проппанта продолжают подачу воды через воронку для вытеснения проппанта из колонны насосно-компрессорных труб в объеме, равном объему колонны, проводят технологическую выдержку для осаждения проппанта в течение 4-8 часов, восстанавливают циркуляцию жидкости, плавным допуском колонны насосно-компрессорных труб без циркуляции определяют верхнюю границу проппантного моста, при необходимости досыпают проппант при малой величине моста или вымывают часть моста при его большой величине, после чего поднимают из скважины колонну насосно-компрессорных труб.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при интенсификации работы скважины. В способе гидроразрыва пласта, включающем тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва, при закачке компонентов в жидкость разрыва вводят смесь 10-27%-ного расвора соляной кислоты, метилен-фосфорной кислоты и воды в концентрации 1-2 л на 1 м3 жидкости разрыва, при соотношении раствора соляной кислоты, метилен-фосфорной кислоты и воды (15-25):(55-65):(15-25) об.% соответственно.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при интенсификации работы скважины, вскрывшей пласт с низкопроницаемым коллектором. В способе интенсификации работы скважины, включающем тестовую закачку жидкости разрыва и пачки жидкости разрыва с проппантом, корректирование проекта разрыва и проведение основного процесса разрыва, при тестовой закачке в качестве жидкости разрыва используют линейный гель, обеспечивающий ограниченное время удерживания проппанта во взвешенном состоянии, в качестве проппанта используют смесь проппантов, обладающих после осаждения повышенным сопротивлением прохождению жидкости разрыва, после тестовой закачки скважину выдерживают под давлением до осаждения проппанта в нижнюю часть трещины разрыва, при этом количество проппанта в жидкости разрыва назначают достаточным для заполнения трещины разрыва на 0,1-0,3 высоты трещины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом. Способ включает гидравлический разрыв продуктивного пласта путем установки пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, закачку в подпакерную зону жидкости гидроразрыва, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва и продавку в образовавшуюся трещину жидкости гидроразрыва.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке низкопроницаемой нефтяной залежи. Технический результат - увеличение эффективности гидроразрыва пласта и увеличение нефтеотдачи нефтяной залежи.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Способ повторного гидравлического разрыва пласта характеризуется тем, что при прокачке жидкости разрыва по технологии и режимам в соответствии с первым гидроразрывом пласта в нее на стадии добавления сшивателя добавляют в количестве 1-2 л на 1 м3 жидкости разрыва смесь, содержащую, об.%: 10-27%-ную соляную кислоту 15-25, метилен-фосфорную кислоту 55-65, воду 15-25.
Изобретение относится к области добычи метана из угольных пластов, в частности к проблеме разупрочнения угольного пласта для интенсивного извлечения десорбированного метана.

Предложен способ выполнения операции гидравлического разрыва на месте расположения скважины с системой трещин. Способ включает в себя получение данных о месте расположения скважины и механической модели геологической среды и образование картины роста трещин гидравлического разрыва в системе трещин с течением времени.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для получения информации о подземной формации. В некоторых вариантах осуществления способ получения информации о по меньшей мере одной переменной, существующей при целевом местоположении в стволе подземной скважины и/или окружающей подземной формации, включает в себя этапы, на которых доставляют множество генерирующих сигнал устройств в целевое местоположение(я), излучают по меньшей мере один детектируемый сигнал из целевого местоположения и принимают по меньшей мере один такой сигнал.

Предложенное изобретение относится к горному делу и может быть применено для соединения нескольких насосных блоков на площадке при гидравлическом разрыве пласта.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для повышения производительности добывающих и нагнетательных скважин. Способ включает перфорацию стенок скважины в интервале пласта каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск колонны труб с пакером, посадку пакера над кровлей перфорированного продуктивного пласта, определение общего объема гелированной жидкости разрыва, создание в подпакерной зоне давления гидроразрыва пласта закачкой в скважину по колонне труб гелированной жидкости разрыва - линейного геля - до образования трещины разрыва в пласте, закачку в трещину разрыва крепителя трещины, стравливание давления в колонне труб, распакеровку и извлечение пакера с колонной труб из скважины.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к области крепления обсадных колонн в процессе строительства скважин, установки изоляционных и ликвидационных мостов в процессе КРС и ликвидации скважин в условиях сероводородной агрессии и аномально-высоких пластовых давлений при температуре до 120°C.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли, в частности к области бурения нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано для крепления нефтяных и газовых скважин и боковых стволов с горизонтальными и наклонными участками в условиях нормальных температур.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к строительству нефтяных и газовых скважин, и может быть использовано при цементировании эксплуатационной колонны верхних надпродуктивных интервалов скважины тампонажным материалом с добавлением пеностекла.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении ремонтно-восстановительных работ для крепления слабосцементированных пород и призабойной зоны пескопроявляющих скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - эффективное удаление асфальтосмолистых и парафиновых отложений за счет выделения большого количества тепла без образования в ходе химических превращений труднорастворимых соединений и продуктов реакции, вызывающих коррозию нефтепромыслового оборудования, используемые компоненты вступают между собой в химическую реакцию при стандартных условиях (Т=20°C, Р=101 кПа).

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к ограничению водопритоков в добывающих скважинах, и может быть использовано для выравнивания профилей приемистости и изоляции промытых зон нагнетательных скважин.

Изобретение относится к способу цементирования в подземной формации, включающему: приготовление медленно застывающей цементной композиции, содержащей воду, пемзу, гашеную известь, диспергирующий агент и замедлитель схватывания, где замедлитель схватывания содержит производное фосфоновой кислоты, а диспергирующий агент содержит диспергирующий агент на основе поликарбоксилированного эфира; активацию медленно застывающей цементной композиции; введение медленно застывающей цементной композиции в подземную формацию; и предоставление возможности медленно застывающей цементной композиции схватиться в подземной формации.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам ликвидации негерметичности колонн нефтегазовых скважин, и может быть использовано для восстановления герметичности эксплуатационных колонн нефтегазовых скважин путем ликвидации межколонного и заколонного давления, источниками возникновения которого являются утечки газа по негерметичным резьбам указанных колонн и по микротрещинам цементного камня.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в том числе к разработке нефтяных пластов с неоднородными, низкопроницаемыми, глинизированными коллекторами, при наличии искусственных трещин и кольматацин порового пространства глинистым материалом, асфальто-смоло-парафиновыми отложениями.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к буровым растворам на водной основе, применяемым в процессе бурения скважин на нефть и газ в потенциально неустойчивых глинистых породах.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к ликвидации межколонных газопроявлений в нефтегазовых скважинах, расположенных в высокольдистых многолетнемерзлых породах (ММП). Состав для ликвидации межколонных газопроявлений в газовой скважине, расположенной в высокольдистых ММП включает, мас.%: высоковязкую карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) 12,0-17,0, бентонитовую глину - 8,0-15,0; асбестовую крошку - 13,0-20,0, водометанольный раствор, взятый при соотношении 70:30 - остальное. Обеспечивается повышение эффективности ликвидации межколонных газопроявлений. 1 табл.
Наверх