RU2272897C1 - Способ освоения скважины - Google Patents

Способ освоения скважины Download PDF

Info

Publication number
RU2272897C1
RU2272897C1 RU2004122016/03A RU2004122016A RU2272897C1 RU 2272897 C1 RU2272897 C1 RU 2272897C1 RU 2004122016/03 A RU2004122016/03 A RU 2004122016/03A RU 2004122016 A RU2004122016 A RU 2004122016A RU 2272897 C1 RU2272897 C1 RU 2272897C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
well
volume
solution
gas
hydrochloric acid
Prior art date
Application number
RU2004122016/03A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2004122016A (ru
Inventor
Сергей Романович Журавлев (RU)
Сергей Романович Журавлев
н Георгий Арутюнович Аю (RU)
Георгий Арутюнович Аюян
Дмитрий Владимирович Пономаренко (RU)
Дмитрий Владимирович Пономаренко
Константин Владимирович Куликов (RU)
Константин Владимирович Куликов
Original Assignee
Закрытое акционерное общество "Октопус"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Закрытое акционерное общество "Октопус" filed Critical Закрытое акционерное общество "Октопус"
Priority to RU2004122016/03A priority Critical patent/RU2272897C1/ru
Publication of RU2004122016A publication Critical patent/RU2004122016A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2272897C1 publication Critical patent/RU2272897C1/ru

Links

Landscapes

  • Manufacturing Of Micro-Capsules (AREA)
  • Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)

Abstract

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, например к освоению глубоких скважин путем создания депрессии на исследуемые пласты. Обеспечивает максимальное снижение противодавления в напорной колонне для более полного опорожнения скважины и повышение ее дебита. Сущность изобретения: по способу заменяют жидкость, заполняющую скважину, на раствор поверхностно-активного вещества с последующим его газированием путем подачи в скважину газообразователя в виде карбоната аммония. Согласно изобретению перед подачей газообразующих веществ призабойную зону подвергают кислотной обработке с продавкой кислоты в пласт. В качестве реагентов-газообразователей дополнительно используют водные растворы нитрата натрия NaNO2 и соляной кислоты HCl. Водные растворы реагентов-газообразователей закачивают порционно по 0,5-2,0 м3 в следующей последовательности: карбонат аммония, соляная кислота, нитрит натрия. При этом каждый последующий раствор имеет плотность большую, чем предыдущий. Объем закачиваемых реагентов составляет 0,3-1,0 объема скважины, но не менее 1,1 внутреннего объема напорной колонны и обусловлен полезным объемом скважины. Раствор поверхностно-активного вещества дополнительно содержит полые стеклянные микросферы.

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, например к освоению глубоких скважин путем создания депрессии на исследуемые пласты. Наибольшее применение найдет в геолого-разведочном бурении, на морских месторождениях, при освоении и капитальном ремонте скважин месторождений, расположенных в труднодоступных для спецтехники местах, скважин с низконапорными пластами, особенно сложенными карбонатными породами или имеющими карбонатный цемент, и скважин, вскрывших зону вечной мерзлоты.
Известен способ освоения газовой скважины (по Авт. св. №1562436 от 07.05.90 г., бюллетень №17), предусматривающий замену бурового раствора на жидкость меньшей плотности и вызов притока, где в качестве жидкости меньшей плотности в скважину нагнетают жидкость-растворитель породы продуктивного пласта, при этом в нижней части пласта создают полость, а вызов притока осуществляют сбросом прореагировавшей жидкости-растворителя в образовавшуюся полость, при этом в качестве жидкости-растворителя породы в карбонатных коллекторах используют раствор соляной кислоты.
Недостатками данного способа являются:
- узкая область применения, так как данный способ можно использовать только в уже освоенных до этого скважинах, напорная колонна которых заполнена газом, и при условии, что пластовое давление близко к гидростатическому или превышает его. Это обусловлено наличием пакера, перекрывающего затрубное пространство и не позволяющего вытеснить скважинную жидкость (буровой раствор), находящуюся в колонне напорных труб, до подачи раствора кислоты на забой и продавки его в пласт;
- низкая эффективность процесса освоения из-за отсутствия в нем ПАВ и возможности регулирования исходной плотности продавочной жидкости. Кроме этого, наличие больших объемов жидкости (раствор прореагировавшей кислоты) на забое скважины отрицательно влияет на ее продуктивность, препятствуя фильтрации газа в нижней части коллектора и тем самым снижая дебит. Помимо этого, длительное нахождение (более недели) кислоты на забое за счет сил гравитации и агрессивности может привести к образованию вертикальных каналов, способствующих преждевременному обводнению скважины подошвенными водами и выходу ее из эксплуатации. Известен способ освоения скважины созданием депрессии на пласт (по Авт. св. №717296 от 29.02.80 г., бюллетень №7), включающий замену жидкости, заполняющей скважину на раствор поверхностно-активного вещества с последующим его газированием путем подачи газообразователя в скважину, где в качестве газообразователя используют смесь алюминиевой пудры и каустической соды.
Недостатками этого способа являются:
- трудоемкость и длительность процесса доставки алюминиевой пудры и каустической соды на забой глубокой скважины, обусловленная необходимостью использования канатной техники (лебедки, подвесных блоков и пр.др.) для спуска-подъема специальных контейнеров на забой скважины через НКТ. Это обусловлено тем, что доставить за один прием на забой скважины в контейнере-хвостовике НКТ большое потребное количество реагентов технически сложно, но даже при выполнении этого башмак НКТ будет устанавливаться на 100-300 м выше в зависимости от вместимости (внутреннего объема) контейнера-хвостовика. Установка хвостовика выше возможного приведет к увеличению противодавления на пласт на 1,0-3,0 МПа, что отрицательно скажется на освоении скважины. Из практики ведения работ следует, что для освоения глубокой скважины в зависимости от ее глубины (1000-5000 м) и диаметра обсадной колонны с учетом коэффициента сжимаемости требуется от 300 до 1000 и более м газообразного агента (воздух, азот, водород и др.). По данному способу на забой необходимо будет доставить от 283 до 942 кг алюминиевой пудры с каустической содой, что потребует от 15 до 50 спускоподъемных операций;
- низкая эффективность (неполнота) процесса газообразования и длительность процесса освоения, что обусловлено отсутствием возможности смещения реагентов в растворе ПАВ, необходимого для равномерности газирования его и полноты течения химической реакции (при разгерметизации контейнеров в забойных условиях вначале будет происходить перераспределение реагентов по вертикали, то есть алюминиевая пудра будет всплывать вверх, а измельченная каустическая сода до ее растворения в растворе ПАВ опустится вниз);
- низкая эффективность и длительность всего процесса освоения, так как не предусмотрена обработка призабойной зоны (П3) скважины реагентами (кислотами) для очистки ее от кольматирующих веществ бурового раствора, улучшения проницаемости пород-коллекторов и соответственно сообщения с основным эффективным объемом пласта;
- большие затраты, связанные с использованием в качестве газообразователя алюминиевой пудры;
- узкая область применения, обусловленная невозможностью освоения глубоких скважин с низконапорными пластами, так как используется водный раствор ПАВ с начальной плотностью 1,0 г/см3 и более.
Наиболее близким к предлагаемому способу является способ освоения скважины (по Авт. св. №1767163 А1 от 07.10.92 г., бюллетень №37), включающий замену жидкости, заполняющей скважину, водой с последующим пуском скважины в эксплуатацию по колонне подъемных труб, причем замену жидкости, заполняющей скважину, на воду осуществляют двумя циклами, в первом из которых производят закачку в межтрубное пространство воды в объеме не менее объема подъемных труб с добавлением в нее реагента, способного в пластовых условиях разлагаться с образованием газов, а во втором - закачку воды в объеме не более объема межтрубного пространства скважины. В качестве реагента, способного в пластовых условиях разлагаться с образованием газов, добавляют карбонат аммония.
Недостатками этого способа являются:
- ограниченная область применения, так как его нельзя применять на скважинах, где забойная температура ниже 58°С. Это обусловлено тем, что карбонат аммония, используемый в качестве реагента-газообразователя, начинает разлагаться с образованием аммиака и углекислого газа и воды только при температуре выше 58°С. Ограниченность области применения обусловлена еще невозможностью освоения глубоких скважин с низконапорными пластами, так как замену скважинной жидкости производят на воду, которая имеет плотность 1,0 г/см3 и более, а газированию подвергается только объем воды, находящейся в напорной колонне. При снижении противодавления в напорной колонне за счет газирования жидкости в нее из затрубного пространства будет поступать вода и препятствовать освоению скважины;
- не предусмотрена очистка призабойной зоны скважины от кольматирующих веществ бурового раствора, что не дает возможности улучшить проницаемость пород-коллекторов и соответственно сообщение с основным эффективным объемом пласта. Это обусловлено тем, что во время вскрытия продуктивных пластов в процессе бурения, капитального ремонта и т.д. в последних фильтрационные каналы, как правило, закупориваются твердыми частицами бурового раствора, а глинистые разности пород-коллекторов разбухают под действием фильтрата и резко снижают проницаемость, что затрудняет приток пластового флюида к забою скважины даже при создании больших депрессий на пласт. Это приводит к снижению дебита скважин, вплоть до отсутствия притока даже в осушенной скважине, что требует дополнительных затрат на проведение работ по интенсификации.
Техническим результатом заявляемого изобретения является максимальное снижение противодавления в напорной колонне для более полного опорожнения скважины и повышение ее дебита.
Технический результат заявляемого изобретения достигается за счет решения технической задачи, направленной на снижение исходной плотности раствора ПАВ, повышение эффективности газирования поверхностно-активного вещества и улучшения проницаемости пород-коллекторов.
Поставленная техническая задача решается за счет того, что в способе освоения скважины созданием депрессии на пласт, включающем замену жидкости, заполняющей скважину, на раствор поверхностно-активного вещества с последующим его газированием путем подачи газообразователя в виде карбоната аммония в скважину, призабойную зону подвергают кислотной обработке с продавкой кислоты в пласт, в качестве реагентов-газообразователей используют дополнительно водные растворы нитрита натрия NaNO2 и соляной кислоты HCl, водные растворы реагентов-газообразователей закачивают порционно по 0,5-2,0 м3 в следующей последовательности: карбонат аммония, соляная кислота, нитрит натрия, при этом каждый последующий раствор имеет плотность, большую, чем предыдущий, объем закачиваемых реагентов составляет 0,3-1,0 объема скважины, но не менее 1,1 внутреннего объема напорной колонны и обусловлен полезным объемом скважины, а раствор поверхностно-активного вещества дополнительно содержит полые стеклянные микросферы.
Сущность заявляемого изобретения заключается в том, что для максимального снижения противодавления в напорной колонне и полного опорожнения скважины с одновременным повышением интенсификации притока пластового флюида в предлагаемом способе предусмотрена обработка призабойной зоны скважины кислотой для очистки ее от кольматирующих веществ бурового раствора, кроме того, в результате химической реакции кислоты с породой пласта образуется большое количество углекислого газа, который газирует раствор ПАВ, снижая его плотность и соответственно противодавление на пласт, а энергия сжатого газа способствует ускорению опорожнения ствола скважины, при этом процесс освоения приводит к увеличению дебита скважины. Введение дополнительно водных растворов реагентов-газообразователей осуществляется порционно по 0,5-2,0 м3 и зависит от пластового давления, конструкции скважины, исходной плотности растворов, объема скважины и составляет 0,3-1,0 его величины, но не менее 1,1 внутреннего объема напорной колонны. Это обусловлено еще и тем, что объем затрубного пространства для различных конструкций ствола в большинстве случаев больше внутреннего объема напорной колонны в 1,5-5,0 раз.
Введение в качестве реагентов-газообразователей водных растворов солей и кислоты в следующей последовательности: карбонат аммония, соляная кислота, нитрит натрия, где плотность каждого последующего больше плотности предыдущего, обеспечивает при закачке и отстое в стволе скважины наиболее эффективное их смешение, обеспечивая полноту течения химических реакций, которые протекают в определенной последовательности, соответствующей порядку введения реагентов-газообразователей в скважину.
Добавка полых стеклянных микросфер к водному раствору ПАВ необходима еще и для снижения исходной плотности растворов реагентов-газообразователей, что также позволяет снизить противодавление на пласт, повысить эффективность газирования и всего процесса освоения скважины.
Способ осуществляется следующим образом.
Известными способами на буровом растворе производят перфорацию эксплуатационной колонны напротив продуктивного пласта-коллектора. После этого скважинную жидкость (буровой раствор) замещают на воду и тщательно промывают забой и ствол скважины в объеме, равном 2-3 объемам скважины.
На поверхности готовят водный раствор поверхностно-активного вещества (ПАВ) требуемого объема. В качестве ПАВ и стабилизатора используют известные реагенты, например, сульфанол, ОП-10, КМЦ, полиакриламид и другие. Затем в зависимости от геолого-технологической ситуации в раствор вводят полые стеклянные микросферы (ПСМС) для снижения его плотности до требуемой расчетной величины. Так, при добавке 5 мас.% ПСМС с истинной плотностью 0,25 г/см3 плотность раствора снижается до 0,962 г/см3, а при 30 мас.% - до 0,775 г/м3. Уменьшение плотности раствора позволяет снизить противодавление на пласт и тем самым расширить область применения, повысить эффективность его газирования и ускорить процесс освоения. Так, например, уменьшение плотности раствора ПАВ с ПСМС до 0,8 г/см3 при освоении скважины глубиной 4000 м позволит снизить противодавление на пласт на 8,0 МПа по сравнению с заполнением ее водой плотностью 1,0 г/см3.
После приготовления раствора ПАВ с ПСМС его закачивают в скважину, полностью замещая им находящуюся там до этого воду. Одновременно в разных емкостях на основе водного раствора ПАВ с ПСМС готовят растворы карбоната аммония (NH4)2CO3, нитрита натрия NaNO2 и соляной кислоты HCl расчетной концентрации в необходимых объемах.
Затем в напорную колонну (НКТ, БТ) при открытом межтрубном (затрубном) пространстве известным способом закачивают 10-12 мас.% соляную кислоту расчетного объема (обычно 0,7-1,5 м3 на 1 метр перфорированной мощности пласта), доводят ее до забоя, закрывают задвижку на межтрубном пространстве и продавливают ее в пласт.
При этом роль продавочной жидкости выполняют растворы реагентов-газообразователей, закачиваемых в напорную колонну после буферной жидкости в следующей последовательности: карбонат аммония, соляная кислота, нитрит натрия. В качестве буферной жидкости используют водный раствор ПАВ с ПСМС. После продавки кислоты в пласт открывают задвижку на затрубном пространстве и продолжают подачу реагентов до выхода их в затрубное пространство в расчетном объеме, вплоть до выхода на устье.
Подачу реагентов-газообразователей на основе раствора ПАВ и ПСМС производят порционно по 0,5-2,0 м, при этом кратность порционной закачки зависит от геолого-технологической ситуации (пластовое давление, конструкция скважины, исходная плотность растворов и т.д.) и объема скважины и составляет 0,3-1,0 его величины, но не менее 1,1 внутреннего объема напорной колонны.
Так, для эффективного освоения скважины с пластовым давлением, близким к гидростатическому (0,7-0,9 Рг.ст.), достаточно закачки в скважину реагентов-газообразователей в объеме 1,1 внутреннего объема напорной колонны, а при пластовом давлении ниже 0,7 Рг.ст. необходимо закачать не менее 0,3-1,0 объема скважины. Это обусловлено еще и тем, что объем затрубного пространства для различных конструкций ствола в большинстве случаев больше внутреннего объема напорной колонны в 1,5-5,0 раз.
Порционная подача реагентов-газообразователей в объеме менее 0,5 м3 нецелесообразна из-за увеличения времени прокачки. А подача в объеме более 2,0 м3 ухудшает и удлиняет во времени процесс перемешивания.
Плотность растворов с реагентами-газообразователями регулируют добавками нейтральных веществ (например, солей) и подбирают таким образом, чтобы плотность каждого последующего раствора была больше предыдущего. Например, если плотность раствора карбоната аммония находится в пределах 1,05-1,1 г/см3, то плотность раствора соляной кислоты доводят до 1,1-1,15 г/см3, а нитрита натрия - до 1,5-1,20 г/см3.
Такой подбор разности плотностей необходим для ускорения процесса перемешивания растворов реагентов-газообразователей за счет сил гравитации, необходимой для течения химических реакций.
Кратная порционная закачка растворов реагентов-газообразователей на основе водного раствора ПАВ с ПСМС с различной плотностью обеспечивает при закачке и отстое в стволе скважины наиболее эффективное их смешение, обеспечивает полноту течения химических реакций, которые протекают в следующей последовательности:
Карбонат аммония взаимодействует с соляной кислотой с образованием хлорида аммония, воды и углекислого газа:
Figure 00000001
Нитрит натрия взаимодействует с хлоридом аммония с образованием хлорида натрия, воды и газообразного азота:
Figure 00000002
Реакции газообразования происходят при температурах выше замерзания растворов (-14°С) и не зависят от температуры скважины, как по прототипу. Это расширяет область применения, позволяя использовать в скважинах, вскрывших зону вечной мерзлоты. Так, например, эвтектическая точка для раствора карбоната аммония равна -14,6°С. При этом его концентрация в растворе составит 30 мас.% Для нитрита натрия эвтектическая точка соответствует -19,5°С, а его концентрация в растворе при этой температуре равна 28 мас.%
В результате реакции 1 т карбоната аммония с 0,75 т соляной кислоты образуется 1,1 т хлористого аммония и 232 м3 углекислого газа (t=0°С).
При реакции 1,1 т хлористого аммония с 1,43 т нитрита натрия образуется до 465 м3 азота (t=0°С).
Таким образом, на 3,53 т смеси реагентов-газообразователей, взятых в стехиометрической пропорции, образуется до 697 м3 смеси азота с углекислым газом, а на 1 т смеси приходится 199,1 м3 газовой смеси. Стехиометрия в данном случае выглядит в следующих пропорциях, мас.:
карбонат аммония 28,33
соляная кислота 31,16
нитрит натрия 40,51
Выбор реагентов-газообразователей в такой комбинации обусловлен тем, что при их использовании в течение химико-технологического процесса в конечном результате всегда образуются газообразные компоненты N2 и CO2. Так, например, в скважинах, где температура более 58°С, карбонат аммония сам разлагается с образованием аммиака, воды и углекислого газа:
Figure 00000003
В результате реакции карбоната аммония с нитритом натрия образуется вода, сода и газообразный азот по следующей схеме:
Figure 00000004
Сода взаимодействует с соляной кислотой с образованием хлорида натрия, воды и углекислого газа:
Figure 00000005
При реакции нитрита натрия с соляной кислотой образуется хлорид натрия и неустойчивая азотистая кислота (6), которая в водном растворе диспропорционирует на азотную кислоту и газообразный оксид азота (7).
Figure 00000006
Figure 00000007
Азотная кислота взаимодействует с нитритом натрия с образованием нитрата натрия, воды и газообразного азота:
Figure 00000008
и так далее.
Конечным результатом всех химических превращений является получение водного раствора соли и газообразных компонентов.
Из вышеизложенного следует, что использование предлагаемых реагентов-газообразователей, даже при возможном изменении последовательности течения химических реакций и температурного режима, позволяет в конечном результате получать газообразные компоненты, что невозможно при использовании аналогов и прототипа. Это расширяет область применения, обеспечивает гарантированное газирование раствора ПАВ с ПСМС, которое позволяет максимально снизить противодавление на пласт, повышая тем самым эффективность процесса освоения скважины.
Помимо прочего, при продавке кислоты в пласт, представленный карбонатными отложениями или имеющим карбонатный цемент, она вступает с породами в реакцию с образованием хлоридов кальция и магния, воды и углекислого газа по следующим уравнениям:
соляная кислота - известняк
Figure 00000009
соляная кислота - доломит
Figure 00000010
Образующийся при этом хлористый кальций и хлористый магний легко растворимы в воде в больших количествах. Таким образом, вместо твердой фазы в порах и трещинах коллектора в результате реакций образуются вещества, остающиеся в растворе, которые вместе с ним можно легко удалить из призабойной зоны (П3).
В результате реакции 1 т соляной кислоты (HCl) с карбонатными породами пласта выделяется до 139 м3 углекислого газа (СО2). Это повышает эффективность газирования водного раствора ПАВ, еще более снижает его плотность и соответственно противодавление на пласт и ускоряет процесс освоения. Помимо этого, использование соляной кислоты резко увеличивает проницаемость пород-коллекторов П3 и улучшает сообщение скважины с основным продуктивным объемом пласта. Это дополнительно ускоряет процесс освоения за счет привлечения энергии пластового флюида, приводит к увеличению дебита скважины и сокращению затрат на дополнительные работы по интенсификации.
Пример: В разрезе скважины присутствует зона вечной мерзлоты пород мощностью от 0 до 350 м, со средней температурой -7°С. Низконапорный газоносный пласт представлен карбонатными породами и вскрыт кумулятивной перфорацией в интервале 1580-1550 м. Ожидаемое текущее пластовое давление - 9,3 МПа, температура на забое - 44°С. В процессе бурения скважины, во время вскрытия пласта произошла его кольматация буровым раствором, что было подтверждено результатами геофизических исследований и пластоиспытателем.
Искусственный забой на глубине 1602 м, эксплуатационная 5" колонна имеет внутренний диаметр 124 мм. В скважину спущена напорная колонна из 88,9×9,35 мм бурильных труб на глубину 1560 м. Объем межтрубного (затрубного) пространства равен 9,16 м3, внутренней полости напорной колонны - 6,04 м3. Ствол скважины заполнен незамерзающим буровым раствором плотностью 1,12 г/см3.
Перед началом работ на скважину завезли расчетное количество химических реагентов согласно способу.
Скважину перевели на техническую воду, обработанную хлористым кальцием и метанолом, плотностью 1,0 г/см3. Тщательно промыли забой и ствол от кольматантов бурового раствора в объеме, равном 2,5 объемов скважины. Известным способом приготовили водный раствор ПАВ с ПСМС плотностью 0,8 г/см3 и закачали в скважину, вытеснив из нее при этом находившуюся там воду. В разных емкостях согласно способу приготовили 30 м3 12%-ной соляной кислоты из расчета 1 м3 на 1 м вскрытой мощности пласта и растворы реагентов-газообразователей (карбоната аммония, соляной кислоты и нитрита натрия) в суммарном объеме 15,20 м3, равном объему скважины, на водной основе ПАВ с ПСМС.
Для приготовления растворов реагентов-газообразователей согласно стехиометрии по способу потребовалось: карбоната аммония - 1,0 т; соляной кислоты - 0,75 т, нитрита натрия - 1,43 т. Всего - 3,53 т исходной смеси, которая рассчитывалась из условия необходимости получения не менее 600 м3 газообразных компонентов (N2 и СО2).
Плотность растворов согласно способу отрегулировали равными: карбоната аммония - 1,07 г/см3, соляной кислоты - 1,12 г/см3, нитрита натрия -1,18 г/см3.
Известным способом в скважину закачали 30 м3 12%-ной соляной кислоты и продавили ее в пласт. В качестве продавочной жидкости использовали растворы реагентов-газообразователей, а в качестве буфера 0,2 м3 водного раствора ПАВ с ПСМС. После продавки кислоты в пласт открыли задвижки на затрубном пространстве и продолжили закачку растворов реагентов-газообразователей до их выхода на поверхность. То есть полностью заполнили ими весь объем скважины, вытеснив при этом из нее водный раствор ПАВ с ПСМС. Закачку растворов реагентов-газообразователей производили пятикратно, отдельными насосными агрегатами через тройниковые соединения, порционно по 1 м3 в следующей последовательности: карбонат аммония, соляная кислота, нитрит натрия. После выполнения вышеописанных работ скважину оставили в покое на реакцию. Через 10 минут скважина начала переливать, а затем и выбрасывать разгазированный водный раствор ПАВ с ПСМС.
При перемешивании растворов-газообразователей, имеющих разные плотности, во время закачки и отстоя в стволе скважины, за счет сил гравитации, в результате химических реакций образовалось согласно расчетам 697 м3 смеси газообразного азота и углекислого газа. С учетом температурного расширения и коэффициента сжимаемости для средних параметров скважины, равных tcp - 22°С, Pср - 6,24 МПа, объем, занимаемый газообразными компонентами, составил 11,99 м3 при среднем газовом факторе 45,86 м33. Это привело к резкому снижению начальной плотности растворов до 0,46 г/см3 и выбросу газированной жидкости из ствола скважины за счет энергии сжатых газообразных компонентов N2 и CO2. Снижение давления в скважине за счет выброса, движение газированной жидкости к поверхности и расширение газообразных компонентов привели к уменьшению ее плотности более чем 0,05 г/см3, что способствовало глубокому опорожнению ствола. Снижение противодавления на пласт более чем 7,18 МПа позволило создать депрессию на пласт более чем (9,36-7,18) 2,18 МПа. В свою очередь, при реакции 30 м3 12%-ной соляной кислоты с карбонатнбыми породами пласта образовалось 500,4 м3 углекислого газа, который способствовал более полному опорожнению ствола скважины и увеличению депрессии на пласт. Использование, по данному способу, предварительной кислотной обработки призабойной зоны, помимо получения газообразного компонента, позволило восстановить ее проницаемость и получить сообщение с основным объемом пласта-коллектора. Все это в конечном итоге способствовало эффективному освоению скважины и получению после отработки на факел в течение 2-х часов природного газа с дебитом 270 тыс. м3/сут. Весь процесс освоения, включая приготовление растворов, занял менее 5 часов.
Использование предложенного способа дает следующие преимущества:
- расширяется область применения, так как газообразование по данному способу идет даже при отрицательных температурах, а плотность исходного раствора поверхностно-активного вещества, которым заменяют скважинную жидкость, менее 1,0 г/см3 (0,962-0,775 - на водной основе и 0,8-0,55 - на основе углеводородов);
- повышается эффективность и сокращается длительность всего процесса освоения, так как данным способом предусмотрена кислотная обработка ПЗ для очистки ее от кольматирующих веществ бурового раствора. Вследствие этого увеличивается проницаемость пород-коллекторов П3 и улучшается сообщение скважины с основным эффективным объемом пласта. Помимо этого, в результате химической реакции кислоты с породой пласта образуется большое количество углекислого газа, который дополнительно, помимо основных реагентов, газирует раствор поверхностно-активного вещества, еще более смягчая его плотность и соответственно противодавление на пласт, а энергия сжатого газа способствует ускорению опорожнения ствола скважины. Это ускоряет процесс освоения, приводит к увеличению дебита скважин и сокращению затрат на дополнительные работы по интенсификации притока. Повышению эффективности и сокращению длительности процесса способствует газирование раствора ПАВ с ПСМС не только в напорной колонне, как по прототипу, но и в затрубном пространстве.
Помимо прочего расширение области применения и эффективность процесса обусловлены использованием предлагаемых реагентов-газообразователей, гарантирующим в конечном итоге получение газообразных компонентов, что не всегда возможно при использовании аналогов и прототипа.
Ориентировочный экономический эффект с учетом увеличения дебита пластового флюида в зависимости от глубины скважины и текущего пластового давления на одну скважино-операцию составит от 500 до 1500 тыс. рублей.

Claims (1)

  1. Способ освоения скважины созданием депрессии на пласт, включающий замену жидкости, заполняющей скважину на раствор поверхностно-активного вещества с последующим его газированием путем подачи в скважину газообразователя в виде карбоната аммония, отличающийся тем, что перед подачей газообразующих веществ призабойную зону подвергают кислотной обработке с продавкой кислоты в пласт, в качестве реагентов-газообразователей дополнительно используют водные растворы нитрата натрия NaNO2 и соляной кислоты HCl; водные растворы реагентов-газообразователей закачивают порционно по 0,5-2,0 м3 в следующей последовательности: карбонат аммония, соляная кислота, нитрит натрия, при этом каждый последующий раствор имеет плотность, большую, чем предыдущий, объем закачиваемых реагентов составляет 0,3-1,0 объема скважины, но не менее 1,1 внутреннего объема напорной колонны, и обусловлен полезным объемом скважины, а раствор поверхностно-активного вещества дополнительно содержит полые стеклянные микросферы.
RU2004122016/03A 2004-07-16 2004-07-16 Способ освоения скважины RU2272897C1 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2004122016/03A RU2272897C1 (ru) 2004-07-16 2004-07-16 Способ освоения скважины

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2004122016/03A RU2272897C1 (ru) 2004-07-16 2004-07-16 Способ освоения скважины

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2004122016A RU2004122016A (ru) 2006-01-20
RU2272897C1 true RU2272897C1 (ru) 2006-03-27

Family

ID=35872918

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2004122016/03A RU2272897C1 (ru) 2004-07-16 2004-07-16 Способ освоения скважины

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2272897C1 (ru)

Cited By (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2447277C1 (ru) * 2011-05-27 2012-04-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Способ освоения скважины
RU2485302C1 (ru) * 2011-12-29 2013-06-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ вызова притока пластового флюида из скважины
RU2519093C1 (ru) * 2013-02-19 2014-06-10 Закрытое Акционерное Общество Научно-Производственное Предприятие "Нефтетрубосервис" Способ обработки нефтяного пласта
GB2581884A (en) * 2019-02-12 2020-09-02 Innospec Ltd Treatment of subterranean formations
US11739256B2 (en) 2019-02-12 2023-08-29 Innospec Limited Treatment of subterranean formations
US11753583B2 (en) 2019-02-12 2023-09-12 Innospec Limited Treatment of subterranean formations
US11987751B2 (en) 2019-02-12 2024-05-21 Innospec Limited Treatment of subterranean formations

Cited By (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2447277C1 (ru) * 2011-05-27 2012-04-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Способ освоения скважины
RU2485302C1 (ru) * 2011-12-29 2013-06-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Способ вызова притока пластового флюида из скважины
RU2519093C1 (ru) * 2013-02-19 2014-06-10 Закрытое Акционерное Общество Научно-Производственное Предприятие "Нефтетрубосервис" Способ обработки нефтяного пласта
GB2581884A (en) * 2019-02-12 2020-09-02 Innospec Ltd Treatment of subterranean formations
US11739256B2 (en) 2019-02-12 2023-08-29 Innospec Limited Treatment of subterranean formations
US11753583B2 (en) 2019-02-12 2023-09-12 Innospec Limited Treatment of subterranean formations
GB2581884B (en) * 2019-02-12 2023-11-29 Innospec Ltd Treatment of subterranean formations
US11987751B2 (en) 2019-02-12 2024-05-21 Innospec Limited Treatment of subterranean formations

Also Published As

Publication number Publication date
RU2004122016A (ru) 2006-01-20

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2373385C1 (ru) Способ обработки призабойных зон добывающих скважин
US4232741A (en) Temporarily plugging a subterranean reservoir with a self-foaming aqueous solution
CA2744556C (en) Methods of treating the near-wellbore zone of the reservoir
RU2386787C2 (ru) Способ строительства конструкции глубокой скважины, тампонажный раствор для его осуществления и конструкция глубокой скважины
US10961435B2 (en) Hydrocarbon recovery using complex water and carbon dioxide emulsions
US10718184B1 (en) Thermochemical method for removing organic and inorganic deposits from a wellbore
RU2272897C1 (ru) Способ освоения скважины
US11753583B2 (en) Treatment of subterranean formations
US20160076351A1 (en) Method For Hydraulic Fracking Of An Underground Formation
WO2018160156A1 (ru) Способ комплексного воздействия на околоскважинную зону продуктивного пласта
US20210222058A1 (en) System, method and composition for fracturing a subterranean formation
US11987751B2 (en) Treatment of subterranean formations
RU2451174C1 (ru) Способ гидравлического разрыва пласта
US3326289A (en) Process for treating formations with sulfur dioxide solutions
US10392911B1 (en) In-situ carbon dioxide generation for heavy oil recovery method
RU2485302C1 (ru) Способ вызова притока пластового флюида из скважины
RU2261323C1 (ru) Способ обработки призабойной зоны терригенного пласта газовой скважины в условиях аномально низких пластовых давлений
RU2121567C1 (ru) Способ освоения скважины с уровнем пластовой жидкости ниже башмака насосно-компрессорных труб в условиях аномально низких пластовых давлений
RU2485305C1 (ru) Способ вызова притока пластового флюида из скважины
RU2451172C1 (ru) Способ освоения скважины созданием депрессии на пласт
RU2013526C1 (ru) Способ временной изоляции газоносного пласта
RU2790071C1 (ru) Способ технологической обработки скважин
RU2191259C2 (ru) Способ повышения продуктивности скважины
RU2304698C1 (ru) Способ обработки призабойной зоны пласта
RU2626097C1 (ru) Способ предотвращения выноса песка при эксплуатации нефтедобывающих скважин

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20060717

NF4A Reinstatement of patent

Effective date: 20080220