RU2579042C1 - Method for acid treatment of carbonate formation - Google Patents
Method for acid treatment of carbonate formation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2579042C1 RU2579042C1 RU2015104468/03A RU2015104468A RU2579042C1 RU 2579042 C1 RU2579042 C1 RU 2579042C1 RU 2015104468/03 A RU2015104468/03 A RU 2015104468/03A RU 2015104468 A RU2015104468 A RU 2015104468A RU 2579042 C1 RU2579042 C1 RU 2579042C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- hydraulic
- open
- string
- side channel
- open hole
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 55
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 title claims abstract description 34
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 21
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 title claims abstract description 15
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 24
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 19
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 18
- 238000011282 treatment Methods 0.000 claims abstract description 16
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 14
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 13
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract description 10
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 6
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 7
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 7
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 4
- 238000000926 separation method Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 42
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 4
- 238000005488 sandblasting Methods 0.000 description 3
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 230000001066 destructive effect Effects 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 1
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов, вскрытых скважинами с открытыми вертикальными и горизонтальными стволами.The invention relates to the oil industry, in particular to methods for intensifying oil production from productive carbonate formations uncovered by wells with open vertical and horizontal shafts.
Известен способ обработки призабойной зоны скважины (патент RU №2117151, МПК Е21В 43/27, опубл. 10.08.1998 г., Бюл. №22), включающий заполнение интервала продуктивного пласта скважины раствором кислоты, технологическую выдержку и импульсно-депрессионное воздействие с одновременной откачкой продуктов реакции, при этом в скважине с горизонтальным стволом предварительно заполняют горизонтальный ствол скважины растворителем асфальтосмолистых и парафиногидратных отложений, проводят технологическую выдержку и удаляют растворитель из скважины, выделяют в горизонтальном стволе скважины интервалы обработки от 30 до 50 м каждый, определяют глубину середины каждого интервала обработки и назначают очередность обработок от верхнего интервала обработки к нижнему, после заполнения интервала продуктивного пласта скважины раствором кислоты и технологической выдержки размещают источник импульсно-депрессионного воздействия поочередно посередине каждого интервала обработки, а импульсно-депрессионное воздействие с отбором скважинной жидкости проводят в каждом интервале обработки, причем при повторении обработки объем используемого раствора кислоты увеличивают на 15-25%.A known method of processing the bottom-hole zone of the well (patent RU No. 2117151, IPC EV 43/27, publ. 08/10/1998, Bull. No. 22), including filling the interval of the productive formation of the well with an acid solution, technological exposure and pulse-depression effect with simultaneous pumping out reaction products, while in a well with a horizontal well, the horizontal well is pre-filled with a solvent of asphalt-resinous and paraffin-hydrated deposits, technological exposure is carried out and the solvent is removed from the well, t in the horizontal wellbore, the treatment intervals are from 30 to 50 m each, determine the depth of the middle of each treatment interval and assign the sequence of treatments from the upper treatment interval to the lower one, after filling the interval of the productive formation of the well with an acid solution and technological exposure, place the source of the pulse-depression effect alternately in the middle each treatment interval, and the pulse-depressive effect with the selection of well fluid is carried out in each treatment interval, and at Repeating the treatment, the volume of the acid solution used is increased by 15-25%.
Недостатками способа являются:The disadvantages of the method are:
- во-первых, низкая эффективность обработки пласта, так как даже с применением импульсно-депрессионных воздействий кислотной обработке подвергается лишь пристенный слой пласта, а нефтенасыщенная матрица пласта практически остается необработанной, особенно по глубине;- firstly, the low efficiency of the formation treatment, since even with the use of pulse-depressive effects, only the wall layer of the formation is subjected to acid treatment, and the oil-saturated matrix of the formation practically remains untreated, especially in depth;
- во-вторых, низкое качество обработки пласта, обусловленное неравномерным кислотным воздействием на породу пласта в интервалах от 30 до 50 м, при этом плотные нефтенасыщенные участки пласта остаются практически необработанными и этого явно недостаточно для вовлечения их в эксплуатацию;- secondly, the low quality of the formation treatment, due to the uneven acid effect on the formation rock in the intervals from 30 to 50 m, while the dense oil-saturated areas of the formation remain almost untreated and this is clearly not enough to bring them into operation;
- в-третьих, дополнительные материальные и финансовые затраты при реализации способа, связанные с закачкой растворителя асфальтосмолистых и парафиногидратных отложений в скважину, проведением технологической выдержки и удалением растворителя из скважины, а также промывкой скважины.- thirdly, additional material and financial costs when implementing the method associated with the injection of a solvent of asphalt-resinous and paraffin-hydrated deposits into the well, technological exposure and removal of solvent from the well, as well as flushing the well.
Наиболее близким по технической сущности к данному изобретению является способ обработки продуктивного карбонатного пласта (патент RU №2205950, МПК Е21В 43/27, опубл. 10.06.2003 г.), включающий выделение интервалов обработки вскрытого скважиной с открытым горизонтальным стволом в нефтенасыщенных породах карбонатного пласта, спуск в интервал обработки пласта колонны труб, оснащенной на конце заглушенной снизу гидромониторной насадкой с радиально расположенными под углами 90 или 120° по образующей соплами с отверстиями, закачку кислотного раствора по колонне труб и воздействие им на породу пласта, причем закачку кислоты в пласт осуществляют порциями в режиме гидромониторного воздействия, чередуя порции кислоты с порциями песчано-водного раствора поверхностно-активного вещества, которым выполняют гидропескоструйное воздействие на пласт, причем чередование кислотного гидромониторного и гидропескоструйного воздействий осуществляют поочередно посередине каждого интервала обработки.The closest in technical essence to this invention is a method of processing a productive carbonate formation (patent RU No. 2205950, IPC ЕВВ 43/27, publ. 10.06.2003), including the allocation of intervals for treatment of an opened well with an open horizontal wellbore in oil-saturated rocks of the carbonate formation , descent into the processing interval of the formation of a string of pipes equipped with a hydromonitor nozzle at the end that is muffled from below with radially located angles of 90 or 120 ° along the generatric nozzles with holes; the pipe string and its effect on the formation rock, moreover, the acid is injected into the formation in portions in the hydromonitoring mode, alternating portions of acid with portions of a sand-water solution of a surfactant, which perform a hydro-sandblasting effect on the formation, and alternating acid hydro-monitor and hydro-sandblasting alternately in the middle of each processing interval.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, низкая эффективность кислотной обработки выделенных интервалов карбонатного пласта, вскрытого открытым стволом скважины, связанная с низкой разрушающей способностью породы пласта струей песчано-водного раствора, истекающей из гидромониторной насадки, и со слабым растворяющим действием кислотного состава. Это происходит потому, что гидромониторная насадка находится по центру открытого ствола и не прижата к стенкам открытого ствола как при гидропескоструйном воздействии, так и при кислотном гидромониторном воздействии;- firstly, the low efficiency of acid treatment of the selected intervals of the carbonate formation, opened by an open wellbore, due to the low destructive ability of the formation rock by a sand-water solution flowing out of the nozzle, and with a weak dissolving effect of the acid composition. This is because the jetting nozzle is located in the center of the open barrel and is not pressed against the walls of the open barrel both during hydro-sand blasting and under acid hydro-monitor impact;
- во-вторых, низкая нефтеотдача карбонатного пласта после реализации способа, что связано с небольшой площадью охвата абразивно-струйным воздействием каждого плотного нефтенасыщенного интервала открытого ствола скважины;- secondly, low oil recovery of the carbonate formation after the implementation of the method, which is associated with a small area covered by the abrasive-jet impact of each dense oil-saturated interval of an open wellbore;
- в-третьих, низкая надежность, связанная с высокой вероятностью возникновения аварии в скважине в связи с прихватом колонны труб ввиду того, что при реализации способа гидромониторная насадка воздействует на породу по периметру открытого ствола, что при неустойчивой стенке открытого ствола может привести к ее разрушению, обвалу и прихвату колонны в открытом стволе скважины.- thirdly, low reliability associated with a high probability of an accident in the well due to sticking of the pipe string due to the fact that when the method is implemented, the nozzle acts on the rock along the perimeter of the open hole, which, if the open hole is unstable, can lead to its destruction collapse and sticking of the column in the open wellbore.
Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности кислотных обработок интервалов карбонатного пласта, вскрытого открытым стволом горизонтальной скважины, увеличение нефтеотдачи карбонатного пласта, повышение надежности реализации способа.The technical objectives of the invention are to increase the efficiency of acid treatments of the intervals of the carbonate formation, opened by the open hole of a horizontal well, increase oil recovery of the carbonate formation, increase the reliability of the method.
Поставленные технические задачи решаются способом кислотной обработки карбонатного пласта, включающим выделение интервалов обработки вскрытого скважиной с открытым стволом в нефтенасыщенных породах карбонатного пласта, спуск в интервал обработки пласта колонны труб, оснащенной на конце гидромониторной насадкой, закачку кислоты в интервалы обработок пласта по колонне труб.The stated technical problems are solved by the method of acid treatment of the carbonate formation, including the allocation of treatment intervals for an open hole with an open hole in oil-saturated rocks of the carbonate formation, descent into the processing interval of the formation of a pipe string equipped at the end with a hydraulic nozzle, acid injection into the processing intervals of the formation through the pipe string.
Новым является то, что после выделения интервалов обработки в нефтенасыщенных породах карбонатного пласта, вскрытого скважиной с открытым стволом на устье скважины, колонну труб, в качестве которой применяют колонну гибких труб - ГТ, оснащают снизу вверх: гидромониторной насадкой, гидравлическим отклонителем и ограничителем, спускают колонну ГТ в скважину и устанавливают гидравлический отклонитель напротив выделенного интервала обработки открытого горизонтального ствола, ближайшего к забою скважины, затем выполняют боковые каналы, при этом создают давление в гидравлическом отклонителе закачкой 22%-ного водного раствора соляной кислоты в колонну ГТ, при этом гидравлический отклонитель поворачивается и прижимает гидромониторную насадку к стенке открытого ствола, поднимают гидравлическое давление в колонне ГТ и производят выработку породы с образованием первого бокового канала с одновременным спуском колонны ГТ со скоростью 0,05 м/с до упора ограничителя в стенки открытого ствола, далее сбрасывают до нуля давление в колонне ГТ и извлекают колонну ГТ из первого бокового канала в открытый ствол, вновь создают в гидравлическом отклонителе избыточное давление закачкой 22%-ного водного раствора соляной кислоты в колонну ГТ, при этом гидравлический отклонитель поворачивается на 90° по периметру открытого ствола и прижимает гидромониторную насадку к стенке открытого ствола, после этого, как описано выше, из одного интервала с первым боковым каналом выполняют второй боковой канал из открытого ствола, после чего извлекают колонну ГТ из второго бокового канала в открытый ствол, аналогичным образом в одном интервале выполняют третий и четвертый боковые каналы из открытого ствола, по окончании выполнения четырех боковых каналов заменяют 22%-ный водный раствор соляной кислоты на 10%-ный и аналогичным образом последовательным поворотом гидравлического отклонителя на 90° и осевым перемещением колонны труб в боковой канал по периметру открытого ствола поочередно выполняют кислотное воздействие во всех четырех боковых каналах в одном ряду, образованных из открытого ствола с созданием в каждом боковом канале разветвленной сети искусственной трещиноватости, аналогичным образом производят кислотную обработку карбонатного пласта в остальных выделенных интервалах обработки в нефтенасыщенных породах карбонатного пласта.New is that after the allocation of processing intervals in oil-saturated rocks of a carbonate formation, opened by an open-hole well at the wellhead, the pipe string, which is used as a flexible pipe string - GT, is equipped from the bottom up: the hydraulic nozzle, hydraulic diverter and limiter are lowered the GT column into the well and a hydraulic diverter is installed opposite the allocated processing interval of the open horizontal wellbore closest to the bottom of the well, then the side channels are and this creates pressure in the hydraulic diverter by injecting a 22% aqueous solution of hydrochloric acid into the GT column, while the hydraulic diverter rotates and presses the hydraulic nozzle against the wall of the open barrel, hydraulic pressure is increased in the GT column and rock is produced to form the first side channel with simultaneously lowering the GT column at a speed of 0.05 m / s until the stop stops in the walls of the open trunk, then pressure in the GT column is dropped to zero and the GT column is removed from the first side channel into the open hole, again create excess pressure in the hydraulic diverter by injecting a 22% aqueous solution of hydrochloric acid into the GT column, while the hydraulic diverter rotates 90 ° around the perimeter of the open hole and presses the hydraulic nozzle against the wall of the open hole, after which described above, from one interval with the first side channel, the second side channel is made from the open trunk, after which the GT column is removed from the second side channel into the open trunk, similarly in one inter The third and fourth lateral channels are opened from the open hole at the end, after the completion of the four lateral channels, the 22% aqueous solution of hydrochloric acid is replaced by 10%, and in the same way, the hydraulic diverter rotates 90 ° and axially moves the pipe string into the lateral channel the perimeter of the open trunk alternately perform acid exposure in all four lateral channels in the same row, formed from the open trunk with the creation of a branched network of artificial cracks in each side channel Tosti likewise produce acidizing carbonate reservoir in the remaining slots allocated processing oil saturated rocks of carbonate formation.
На фиг. 1, 2, 5, 7 схематично изображен процесс реализации предлагаемого способа.In FIG. 1, 2, 5, 7 schematically depicts the process of implementing the proposed method.
На фиг. 3, 4, 6 схематично изображен вид сбоку открытого ствола скважины в интервале боковых каналов.In FIG. 3, 4, 6 schematically shows a side view of an open wellbore in the interval of the lateral channels.
Предлагаемый способ можно реализовать как в вертикальной, так и в горизонтальной скважине с открытым стволом.The proposed method can be implemented both in a vertical and in a horizontal well with an open hole.
Способ осуществляют в следующей последовательности.The method is carried out in the following sequence.
Длина открытого, например, горизонтального ствола 1 (см. фиг. 1) скважины, вскрывшей продуктивный карбонатный пласт 2, составляет, например, L=180 м (в интервале 1260-1440 м).The length of an open, for example, horizontal wellbore 1 (see FIG. 1) of a well that uncovered a
Проведением геофизических исследований выявили неработающие плотные нефтенасыщенные прослои, которые были расположены, например, в двух интервалах, начиная от забоя открытого горизонтального ствола 1 скважины, а именно это интервалы обработки 3′ и 3”, соответственно: L1=1410-1405 м и L2=1370-1360 м.Geophysical studies revealed idle dense oil-saturated interlayers, which were located, for example, in two intervals, starting from the bottom of the open
После выделения интервалов обработки 3′; 3”; 3′′′ в нефтенасыщенных породах карбонатного пласта 2 на устье скважины колонну труб (см. фиг. 2), в качестве которой применяют колонну гибких труб (ГТ) 4, оснащают снизу вверх (на фиг. 2, 3, 4 показано справа налево): гидромониторной насадкой 5 (см. фиг. 1), гидравлическим отклонителем 6 и ограничителем 7. Ограничитель 7 представляет собой патрубок с наружным цилиндрическим выступом и ограничивает длину формируемых из открытого ствола боковых каналов. Примем длину формируемых боковых каналов равной 1,5 м, поэтому ограничитель 7 устанавливают на расстоянии 1=1,5 м от нижнего конца гидромониторной насадки 5.After the allocation of
В качестве гидромониторной насадки 5 применяют любую известную насадку, позволяющую формировать боковые каналы, например, применяют нагнетательную форсунку 8·2,3 мм, где 8 - количество отверстий, а 2,3 мм - диаметр одного отверстия с максимальным расходом закачки до 350 л/мин.As a
В качестве гидравлического отклонителя, например, применяют гидравлический скважинный отклоняющий узел (патент RU №2317398, МПК Е21В 23/00, опубл. 20.02.2008 г., Бюл №5), разработанный специалистами ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть». Данный гидравлический отклонитель позволяет изменять направление устройства относительно открытого ствола на фиксированный угол, например на 90° по периметру открытого ствола (см. фиг. 3 и 4), т.е. имеет четыре фиксированных положения на углах 90°, 180°, 270°, 360°, переключение между которыми происходит при создании в нем гидравлического давления и сброса давления до нуля. Также может использоваться любая другая конструкция гидравлического отклонителя, позволяющая изменять направление перемещения устройства относительно открытого ствола на любой фиксированный угол.As a hydraulic diverter, for example, a hydraulic borehole diverting unit is used (patent RU No. 2317398, IPC ЕВВ 23/00, published on 02.20.2008, Bull No. 5) developed by TatNIPIneft OAO Tatneft. This hydraulic diverter allows you to change the direction of the device relative to the open barrel by a fixed angle, for example, 90 ° around the perimeter of the open barrel (see Fig. 3 and 4), i.e. It has four fixed positions at angles of 90 °, 180 °, 270 °, 360 °, switching between which occurs when hydraulic pressure is created in it and pressure is released to zero. Any other design of a hydraulic diverter can also be used, allowing you to change the direction of movement of the device relative to the open barrel at any fixed angle.
Спускают колонну ГТ 4 (фиг. 1) в скважину и устанавливают гидравлический отклонитель 6 напротив выделенного интервала (L1=1410-1405 м) обработки 3′ открытого ствола 1, например, посередине данного интервала, т.е. на глубине 1407,5 м.
На глубине 1407,5 м интервала L1 выполняют боковые каналы 8′…8”, например, в одном интервале выполняют четыре боковых канала: 8′, 8”, 8′′′, 8” (см. фиг. 3 и 4). Создают давление в гидравлическом отклонителе 6 закачкой 22%-ного водного раствора соляной кислоты в колонну ГТ 4. При этом гидравлический отклонитель 6 поворачивается (см. фиг. 1) и прижимает гидромониторную насадку 5 к стенке открытого ствола 1.At a depth of 1407.5 m of the interval L 1 ,
Давление, создаваемое в гидравлическом отклонителе 6, зависит от его технических характеристик, например, создают давление в гидравлическом отклонителе 6, равное 6,0 МПа. Не снижая давление (см. фиг. 2), поднимают гидравлическое давление в колонне ГТ 4, например, до 25,0 МПа, не превышая допустимое давление на колонну ГТ 4, производят выработку породы с образованием первого бокового канала 8′ с одновременным спуском колонны ГТ 4 со скоростью, например, 0,05 м/с до упора ограничителя 7 в стенки открытого ствола 1. Таким образом, формируют боковой канал 8′ длиной 1=1,5 м.The pressure generated in the
Наличие ограничителя 7 исключает неконтролируемое проникновение колонны ГТ с гидромониторной насадкой и гидравлическим отклонителем в боковые каналы при их формировании. Кроме того, гидромониторное кислотное воздействие осуществляют не по периметру открытого ствола, а непосредственно в предварительно сформированных боковых каналах. Все это в целом исключает вероятность прихвата колонны ГТ и последующее проведение аварийных работ в скважине, что повышает надежность реализации способа.The presence of a
Далее сбрасывают до нуля давление в колонне ГТ 4 и извлекают колонну труб 4 из первого бокового канала 8' в открытый ствол 1 в интервал L1 на глубине 1407,5 м.Next, the pressure in the
Вновь создают в гидравлическом отклонителе 6 избыточное давление закачкой 22%-ного водного раствора соляной кислоты в колонну ГТ 4. При этом гидравлический отклонитель 6 поворачивается на 90° по периметру открытого ствола и прижимает гидромониторную насадку к стенке открытого ствола 1.Once again, overpressure is created in
Затем, как описано выше, из одного интервала с первым боковым каналом выполняют второй боковой канал 8” (см. фиг. 3) из открытого ствола 1 длиной 1=1,5 м, после чего и извлекают колонну ГТ 4 с ограничителем 7, гидравлическим отклонителем 6 и гидромониторной насадкой 5 из второго бокового канала 8” в открытый ствол 1. Далее, как описано выше, из открытого ствола 1 выполняют третий 8′′′ (см. фиг. 4) и четвертый 8”” боковые каналы длиной 1=1,5 м.Then, as described above, from one interval with the first side channel, a second 8 ”side channel (see Fig. 3) is made from an
Повышается эффективность кислотной обработки выделенных интервалов карбонатного пласта, вскрытого открытым стволом скважины за счет выработки нескольких ответвлений из открытого ствола скважины (в данном примере образования четырех боковых каналов из открытого ствола скважины), благодаря чему при последующей кислотной обработке продуктивного карбонатного пласта происходит максимизация контакта кислоты с продуктивным пластом за счет введения гидромониторной насадки непосредственно в боковые каналы открытого ствола.The efficiency of acid treatment of the selected intervals of the carbonate formation opened by the open borehole increases due to the development of several branches from the open borehole (in this example, the formation of four side channels from the open borehole), due to which subsequent acid treatment of the productive carbonate formation maximizes acid contact with productive formation due to the introduction of hydraulic nozzles directly into the side channels of the open trunk.
По окончании выполнения четырех боковых каналов заменяют 22%-ный водный раствор соляной кислоты на 10%-ный. Далее из открытого ствола 1 (см. фиг. 5) на глубине 1407,5 м аналогичным образом последовательным поворотом гидравлического отклонителя на 90° и осевым перемещением колонны ГТ 4, например, со скоростью 0,05 м/с по периметру открытого ствола 1 поочередно выполняют гидромониторное кислотное воздействие во всех четырех боковых каналах 8′, 8”, 8′′′, 8” (см. фиг. 6) в одном интервале, образованных из открытого ствола 1 с созданием в каждом боковом канале 8′, 8”, 8′′′, 8” разветвленной сети искусственной трещиноватости 9′, 9”, 9′′′, 9” соответственно.At the end of the four side channels, replace the 22% aqueous solution of hydrochloric acid with 10%. Further, from the open barrel 1 (see Fig. 5) at a depth of 1407.5 m in the same way by successively turning the hydraulic diverter 90 ° and axial movement of the
После кислотного гидромониторного воздействия на боковые каналы в выделенных интервалах продуктивного карбонатного пласта образуется дендритическая структура искусственной трещиноватости, обеспечивающая максимальный контакт с естественной трещиноватостью коллектора, что позволяет увеличить охват продуктивного карбонатного пласта сетью разветвленных трещин и тем самым как минимум в два раза увеличить приток нефти в открытый ствол, в связи с чем повышается нефтеотдача карбонатного пласта.After acid hydromonitor impact on the lateral channels in the selected intervals of the productive carbonate formation, a dendritic structure of artificial fracturing is formed, which provides maximum contact with the natural fracture of the reservoir, which allows to increase the coverage of the productive carbonate formation by a network of branched cracks and thereby at least double the oil flow into the open the trunk, in connection with which the oil recovery of the carbonate reservoir is increased.
Аналогичным образом производят кислотную обработку карбонатного пласта в остальных выделенных интервалах обработки 3” (L2=1370-1360 м) в нефтенасыщенных породах карбонатного пласта 2 (см. фиг. 7).Similarly, the carbonate formation is acid treated in the remaining 3 ”treatment intervals (L 2 = 1370-1360 m) in oil-saturated rocks of carbonate formation 2 (see FIG. 7).
Для этого перемещают колонну ГТ 4 в интервал обработки 3” (L2=1370-1360 м).To do this, the
В интервале обработки 3” на глубине 1367,5 м и, например, на расстоянии А=5 м, т.е. на глубине 1362,5 м выполняют 10 и 11 - соответственно по четыре боковых канала с последующей их гидромониторной кислотной обработкой, как описано выше.In the 3 ”processing interval, at a depth of 1367.5 m and, for example, at a distance of A = 5 m, i.e. at a depth of 1362.5 m, 10 and 11 are performed — four side channels respectively, followed by their hydromonitor acid treatment, as described above.
Предлагаемый способ кислотной обработки карбонатного пласта позволяет:The proposed method of acid treatment of a carbonate formation allows you to:
- повысить эффективность кислотной обработки интервалов карбонатного пласта, вскрытого открытым стволом скважины;- increase the efficiency of acid treatment intervals of the carbonate formation, opened by an open wellbore;
- увеличить нефтеотдачу (дебит) карбонатного пласта;- increase oil recovery (flow rate) of the carbonate formation;
- повысить надежность реализации способа.- improve the reliability of the implementation of the method.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015104468/03A RU2579042C1 (en) | 2015-02-10 | 2015-02-10 | Method for acid treatment of carbonate formation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015104468/03A RU2579042C1 (en) | 2015-02-10 | 2015-02-10 | Method for acid treatment of carbonate formation |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2579042C1 true RU2579042C1 (en) | 2016-03-27 |
Family
ID=55657008
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015104468/03A RU2579042C1 (en) | 2015-02-10 | 2015-02-10 | Method for acid treatment of carbonate formation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2579042C1 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2684557C1 (en) * | 2018-04-17 | 2019-04-09 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Well horizontal shaft drainage zone expansion method by the distant sections acid treatment with the side channels development |
| RU2709262C1 (en) * | 2019-08-30 | 2019-12-17 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method of drilling and development of offshoot from horizontal well (versions) |
| RU2771371C1 (en) * | 2021-08-23 | 2022-05-04 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Set of assemblies for increasing the filtration area of the bottomhole zone of an open horizontal well |
| WO2024168027A1 (en) * | 2023-02-07 | 2024-08-15 | Conocophillips Company | Method and apparatus for creation of an open hole sidetrack |
| RU2848537C1 (en) * | 2025-08-22 | 2025-10-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of acid treatment of prizaboynaya zone and development of production well with side shaft |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5353874A (en) * | 1993-02-22 | 1994-10-11 | Manulik Matthew C | Horizontal wellbore stimulation technique |
| RU2117151C1 (en) * | 1998-03-12 | 1998-08-10 | Закрытое акционерное общество "Алойл" | Method of treating bottom zone of well |
| RU2205950C1 (en) * | 2001-10-04 | 2003-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of treatment of producing carbonate formation |
| RU2318999C1 (en) * | 2007-03-01 | 2008-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for horizontal well bottom zone interval treatment |
| RU2490442C1 (en) * | 2012-10-04 | 2013-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for well completion |
-
2015
- 2015-02-10 RU RU2015104468/03A patent/RU2579042C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5353874A (en) * | 1993-02-22 | 1994-10-11 | Manulik Matthew C | Horizontal wellbore stimulation technique |
| RU2117151C1 (en) * | 1998-03-12 | 1998-08-10 | Закрытое акционерное общество "Алойл" | Method of treating bottom zone of well |
| RU2205950C1 (en) * | 2001-10-04 | 2003-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of treatment of producing carbonate formation |
| RU2318999C1 (en) * | 2007-03-01 | 2008-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for horizontal well bottom zone interval treatment |
| RU2490442C1 (en) * | 2012-10-04 | 2013-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for well completion |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2684557C1 (en) * | 2018-04-17 | 2019-04-09 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Well horizontal shaft drainage zone expansion method by the distant sections acid treatment with the side channels development |
| RU2709262C1 (en) * | 2019-08-30 | 2019-12-17 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method of drilling and development of offshoot from horizontal well (versions) |
| RU2771371C1 (en) * | 2021-08-23 | 2022-05-04 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Set of assemblies for increasing the filtration area of the bottomhole zone of an open horizontal well |
| WO2024168027A1 (en) * | 2023-02-07 | 2024-08-15 | Conocophillips Company | Method and apparatus for creation of an open hole sidetrack |
| US12338735B2 (en) | 2023-02-07 | 2025-06-24 | Conocophillips Company | Method and apparatus for creation of an open hole sidetrack |
| RU2848537C1 (en) * | 2025-08-22 | 2025-10-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of acid treatment of prizaboynaya zone and development of production well with side shaft |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2558058C1 (en) | Interval hydraulic fracturing of carbonate formation in horizontal wellbore with bottom water | |
| RU2459934C1 (en) | Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit | |
| RU2612061C1 (en) | Recovery method of shale carbonate oil field | |
| RU2579042C1 (en) | Method for acid treatment of carbonate formation | |
| RU2566542C1 (en) | Hydraulic fracturing method for producing formation with clay layer and bottom water | |
| RU2547892C1 (en) | Multiple hydraulic fracturing of formation in well horizontal shaft | |
| RU2544343C1 (en) | Hydraulic fracturing method for low-permeable bed with clay layers and bottom water | |
| CN102536186A (en) | Method for fracturing composite pipe column through hydraulic jetting in segmented mode | |
| RU2601881C1 (en) | Method of layer multiple hydraulic fracturing in inclined borehole | |
| RU2612060C9 (en) | Method of development of carbonate shaly oil deposits | |
| RU2490442C1 (en) | Method for well completion | |
| RU2495996C1 (en) | Development method of water-flooded oil deposit | |
| RU2409738C1 (en) | Pulse hydraulic fracturing method | |
| RU2166637C2 (en) | Method of preparing coal seams for extraction | |
| RU2446278C1 (en) | Development method of deposits with high-viscosity oils and bitumens by means of system of horizontal inclined wells | |
| RU2655309C1 (en) | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well | |
| RU2656255C1 (en) | Method for perforating a well and processing a bottom-hole carbonate formation zone | |
| US3058521A (en) | Method of initiating fractures in earth formations | |
| RU2599156C1 (en) | Method of interval treatment of bottom hole zone of horizontal well shaft | |
| RU2550638C1 (en) | Hydraulic fracturing method for low-permeable formation with impermeable layer and water-bearing interlayer | |
| RU2205950C1 (en) | Method of treatment of producing carbonate formation | |
| RU2570159C1 (en) | Procedure for treatment of payable carbonate bed | |
| RU2616052C1 (en) | Method development of shaly carbonate oil pays | |
| RU2499134C2 (en) | Method of development of oil pool located above gas pool and separated therefrom by impermeable parting | |
| RU2538009C1 (en) | Hydraulic fracturing method |