RU2391499C2 - Method of gas-acidic oil inflow stimulation in oil extraction and injection well bed - Google Patents
Method of gas-acidic oil inflow stimulation in oil extraction and injection well bed Download PDFInfo
- Publication number
- RU2391499C2 RU2391499C2 RU2008135478/03A RU2008135478A RU2391499C2 RU 2391499 C2 RU2391499 C2 RU 2391499C2 RU 2008135478/03 A RU2008135478/03 A RU 2008135478/03A RU 2008135478 A RU2008135478 A RU 2008135478A RU 2391499 C2 RU2391499 C2 RU 2391499C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- volume
- oil
- acid
- acidic
- Prior art date
Links
Landscapes
- Gas Separation By Absorption (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Cleaning In General (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам газокислотной интенсификации притока нефти из пласта добывающих и нагнетательных нефтяных скважин.The invention relates to the field of oil and gas industry, and in particular to methods of gas-acid stimulation of oil flow from a reservoir of producing and injection oil wells.
Известен способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающий закачку химреагента через скважину в зону продуктивного пласта, проведение технологической выдержки, удаление отработанного раствора химреагентов (см. патент РФ №2140531, МПК Е21В 43/22, 1999 г.).A known method of processing the bottom-hole zone of an oil reservoir, including pumping a chemical through a well into a zone of a productive reservoir, holding a technological shutter, removing the spent chemical solution (see RF patent No. 2140531, IPC ЕВВ 43/22, 1999).
Однако известный способ вызова притока из пласта имеет следующие недостатки:However, the known method of causing inflow from the reservoir has the following disadvantages:
- не обеспечивает максимального увеличения проницаемости пласта,- does not provide the maximum increase in the permeability of the reservoir,
- не обеспечивает увеличение роста плотности пор и повышение числа соединяющих их каналов,- does not provide an increase in the growth of pore density and an increase in the number of channels connecting them,
- не обеспечивает достаточного улучшения формирования проникающих зон полного растворения глинистого цемента,- does not provide a sufficient improvement in the formation of penetrating zones of complete dissolution of clay cement,
- не обеспечивает повышения эффективности открытия новых путей сообщения пор,- does not provide increased efficiency in the discovery of new ways of communication then,
- не позволяет достичь достаточного повышения интенсификации притока пластового флюида скважины.- does not allow to achieve a sufficient increase in the intensification of the flow of formation fluid wells.
Известен способ увеличения проницаемости подземного пласта, включающий закачку кислотного пенообразующего состава в пласт, технологическую выдержку, удаление отработанного состава и освоение скважины (см. US 20040168830, 02.09.2004 г.).A known method of increasing the permeability of an underground formation, including injecting an acidic foaming composition into the formation, technological exposure, removal of the spent composition and development of the well (see US 20040168830, 09/02/2004).
Однако известный способ при своем использовании имеет следующие недостатки:However, the known method in its use has the following disadvantages:
- не обеспечивает максимального увеличения проницаемости пласта,- does not provide the maximum increase in the permeability of the reservoir,
- не обеспечивает увеличение роста плотности пор и повышение числа соединяющих их каналов,- does not provide an increase in the growth of pore density and an increase in the number of channels connecting them,
- не обеспечивает достаточного улучшения формирования проникающих зон полного растворения глинистого цемента,- does not provide a sufficient improvement in the formation of penetrating zones of complete dissolution of clay cement,
- не обеспечивает повышения эффективности открытия новых путей сообщения пор,- does not provide increased efficiency in the discovery of new ways of communication then,
- не позволяет достичь достаточного повышения интенсификация притока пластового флюида скважины.- does not allow to achieve a sufficient increase in the intensification of the flow of formation fluid wells.
Задачей изобретения является создание способа газокислотной интенсификации притока нефти из пласта добывающих и нагнетательных нефтяных скважин.The objective of the invention is to provide a method for gas-acid stimulation of oil flow from a reservoir of producing and injection oil wells.
Техническим результатом является достижение максимального увеличения проницаемости пласта, увеличение роста плотности пор и повышение числа соединяющих их каналов, улучшение формирования проникающих зон полного растворения глинистого цемента, повышение эффективности открытия новых путей сообщения пор, а также повышение интенсификации притока пластового флюида скважины.The technical result is to achieve the maximum increase in the permeability of the formation, increase the growth of pore density and increase the number of channels connecting them, improve the formation of penetrating zones of complete dissolution of clay cement, increase the efficiency of opening new ways of communicating pores, and increase the intensification of the flow of formation fluid from the well.
Технический результат при осуществлении изобретения достигается тем, что предложен способ газокислотной интенсификации притока нефти из пласта добывающих и нагнетательных нефтяных скважин, включающий закачку кислотного пенообразующего состава через скважину в зону продуктивного пласта, проведение технологической выдержки, удаление отработанного указанного состава и освоение скважины, при этом указанную закачку осуществляют в режиме циркуляции в расчете 0,3-2,5 м3 на метр перфорированной мощности пласта при открытой затрубной задвижке в объем насосно-компрессорной трубы - НКТ скважины, через 20-60 секунд начинают закачку газообразного нейтрального газа под давлением 10-65 МПа и производительностью закачки 100-1200 м3/ч, причем пусковое давление нейтрального газа предварительно рассчитывают по формуле:The technical result in the implementation of the invention is achieved by the fact that the proposed method of gas-acid stimulation of oil flow from the reservoir of producing and injection oil wells, including the injection of an acidic foaming composition through the well into the zone of the reservoir, technological exposure, removal of the spent specified composition and development of the well, while the specified the injection is carried out in a circulation mode in the calculation of 0.3-2.5 m 3 per meter of perforated reservoir power with an open annular valve ke into the volume of the tubing — the tubing of the well, after 20-60 seconds they begin to pump gaseous neutral gas under a pressure of 10-65 MPa and an injection rate of 100-1200 m 3 / h, and the starting pressure of neutral gas is preliminarily calculated by the formula:
где Рп - пусковое давление нейтрального газа, МПа,where RP is the starting pressure of the neutral gas, MPa,
h - глубина погружения труб под статический уровень, м,h - the depth of immersion of the pipes under the static level, m,
ρ - плотность жидкости, т/м3,ρ is the density of the liquid, t / m 3 ,
g - ускорение силы тяжести, м/с2,g - acceleration of gravity, m / s 2 ,
D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м,D is the inner diameter of the production casing, m,
d - внутренний диаметр подъемных труб, м,d is the inner diameter of the lifting pipes, m,
в случае достижения максимально допустимой величины давления установки подачи газообразного нейтрального газа или достижения максимально допустимой величины давления эксплуатируемой колонны, кратковременно приостанавливают закачку нейтрального газа и продолжают закачку кислотного пенообразующего состава, после закачки кислотного пенообразующего состава в объем НКТ скважины, закрывают задвижку или производят посадку пакера, закачивают оставшийся от исходного объема кислотный пенообразующий состав, продавливают в пласт образовавшуюся пенокислоту технической водой или нефтью в объеме, равном сумме внутреннего объема НКТ скважины и объема эксплуатационной колонны от башмака НКТ скважины до нижних отверстий перфорации, закрывают нагнетательную линию, плавно снижают давление в трубном пространстве скважины, после технологической выдержки и удаления отработанного кислотного пенообразующего состава пласт дренируют, освоение скважины производят через затрубное пространство продавкой газовой оторочки нефтью или технической водой с поверхностно-активным веществом - ПАВ в объеме, равном объему затрубного пространства скважины. При этом в качестве нейтрального газа используют азот, гелий или аргон. При этом для терригенного пласта используют кислотный пенообразующий состав, содержащий, мас.%: соляная кислота 10-25, плавиковая кислота 2-5, вода - остальное и дополнительно ПАВ - «Нефтенол ВВД» в объеме 40 литров на м3 указанного состава. При этом для карбонатного пласта используют кислотный пенообразующий состав, содержащий, мас.%: соляная кислота 10-25, вода - остальное и дополнительно ПАВ - «Нефтенол ВВД» в объеме 40 литров на м3 указанного состава. При этом кислотный пенообразующий состав имеет степень аэрации не менее 50.if the maximum permissible pressure value of the gaseous neutral gas supply unit is reached or the maximum permissible pressure value of the operated column is reached, the neutral gas injection is stopped for a short time and the acid foaming composition is continued to be injected, after the acid foaming composition is injected into the well tubing volume, the valve is closed or the packer is planted, the acidic foaming composition remaining from the initial volume is pumped; the resulting foam acid with technical water or oil in a volume equal to the sum of the internal volume of the tubing of the well and the volume of the production string from the shoe of the tubing of the well to the lower perforation holes, close the injection line, smoothly reduce the pressure in the borehole space, after technological exposure and removal of the spent acid-forming foam formation drain, well development is carried out through the annulus by selling a gas rim with oil or process water with a surfactant PTO - surfactant in an amount equal to the volume of the annulus of the well. In this case, nitrogen, helium or argon are used as a neutral gas. In this case, an acidic foaming composition is used for the terrigenous formation, containing, wt.%: Hydrochloric acid 10-25, hydrofluoric acid 2-5, water - the rest and additional surfactant - Neftenol VVD in the amount of 40 liters per m 3 of the specified composition. In this case, an acidic foaming composition is used for the carbonate formation, containing, wt.%: Hydrochloric acid 10-25, water - the rest and, in addition, surfactant - Neftenol VVD in the amount of 40 liters per m 3 of the specified composition. In this case, the acidic foaming composition has a degree of aeration of at least 50.
Среди существенных признаков, характеризующих способ газокислотной интенсификации притока нефти из пласта добывающих и нагнетательных нефтяных скважин, отличительными являются:Among the essential features characterizing the method of gas-acid stimulation of oil inflow from the reservoir of producing and injection oil wells, the following are distinguishing:
- осуществление закачки кислотного пенообразующего состава в режиме циркуляции в расчете 0,3-2,5 м3 на метр перфорированной мощности пласта при открытой затрубной задвижке в объем насосно-компрессорной трубы - НКТ скважины, через 20-60 секунд начинают закачку газообразного нейтрального газа под давлением 10-65 МПа и производительностью закачки 100-1200 м3/час,- the implementation of the injection of the acidic foaming composition in the circulation mode, calculated at 0.3-2.5 m 3 per meter of perforated formation thickness with an open annular valve into the volume of the tubing - tubing of the well, after 20-60 seconds, the injection of gaseous neutral gas under a pressure of 10-65 MPa and an injection rate of 100-1200 m 3 / h,
- предварительный расчет пускового давления нейтрального газа по формуле:- preliminary calculation of the starting pressure of neutral gas according to the formula:
где: Рп - пусковое давление нейтрального газа, МПа,where: RP is the starting pressure of the neutral gas, MPa,
h - глубина погружения труб под статический уровень, м,h - the depth of immersion of the pipes under the static level, m,
ρ - плотность жидкости, т/м3,ρ is the density of the liquid, t / m 3 ,
g - ускорение силы тяжести, м/с2,g - acceleration of gravity, m / s 2 ,
D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м,D is the inner diameter of the production casing, m,
d - внутренний диаметр подъемных труб, м,d is the inner diameter of the lifting pipes, m,
- в случае достижения максимально допустимой величины давления установки подачи газообразного нейтрального газа или достижения максимально допустимой величины давления эксплуатируемой колонны кратковременно приостанавливают закачку нейтрального газа и продолжают закачку кислотного пенообразующего состава,- if the maximum permissible pressure value of the gaseous neutral gas supply unit is reached or the maximum permissible pressure value of the operated column is reached, the injection of neutral gas is briefly stopped and the acid foaming composition is continued to be pumped,
- после закачки кислотного пенообразующего состава в объем НКТ скважины закрывают задвижку или производят посадку пакера,- after injection of the acid foaming composition into the tubing volume of the well, the valve is closed or the packer is planted,
- закачивание оставшегося от исходного объема кислотного пенообразующего состава,- pumping the remaining from the original volume of the acid foaming composition,
- продавливание в пласт образовавшейся пенокислоты технической водой или нефтью в объеме, равном сумме внутреннего объема НКТ скважины и объема эксплуатационной колонны от башмака НКТ скважины до нижних отверстий перфорации,- pushing into the formation of the formed foam acid with technical water or oil in an amount equal to the sum of the internal volume of the tubing of the well and the volume of the production string from the shoe of the tubing of the well to the lower perforation holes,
- закрытие нагнетательной линии, плавное снижение давления в трубном пространстве скважины,- closing the injection line, a smooth decrease in pressure in the pipe space of the well,
- после технологической выдержки и удаления отработанного кислотного пенообразующего состава дренирование пласта,- after technological exposure and removal of the spent acid foaming composition, drainage of the formation,
- выполнение освоения скважины через затрубное пространство продавкой газовой оторочки нефтью или технической водой с поверхностно-активным веществом - ПАВ в объеме, равном объему затрубного пространства скважины,- completion of the well through the annulus by selling a gas rim with oil or technical water with a surfactant — surfactant in an amount equal to the volume of the annulus of the well,
- использование в качестве нейтрального газа азота, гелия или аргона,- the use of nitrogen, helium or argon as a neutral gas,
- использование для терригенного пласта кислотного пенообразующего состава, содержащего, мас.%: соляная кислота 10-25, плавиковая кислота 2-5, вода - остальное и дополнительно ПАВ - «Нефтенол ВВД» в объеме 40 литров на м3 указанного состава,- use for the terrigenous formation of an acidic foaming composition containing, wt.%: hydrochloric acid 10-25, hydrofluoric acid 2-5, water - the rest and additional surfactant - Neftenol VVD in the amount of 40 liters per m 3 of the specified composition,
- использование для карбонатного пласта кислотного пенообразующего состава, содержащего, мас.%: соляная кислота 10 - 25, вода - остальное и дополнительно ПАВ - «Нефтенол ВВД» в объеме 40 литров на м3 указанного состава,- use for the carbonate formation of an acidic foaming composition containing, wt.%: hydrochloric acid 10 - 25, water - the rest and additional surfactant - Neftenol VVD in the amount of 40 liters per m 3 of the specified composition,
- кислотный пенообразующий состав имеет степень аэрации не менее 50.- acidic foaming composition has a degree of aeration of at least 50.
Способ осуществляется следующим образом. Все работы на скважине выполняют с учетом пластового давления, забойного давления, плотности нефти, типа коллектора, пористости и проницаемости, начального и настоящего дебита, глубины текущего забоя и давления опрессовки эксплуатационной колонны.The method is as follows. All work on the well is performed taking into account reservoir pressure, bottomhole pressure, oil density, reservoir type, porosity and permeability, initial and present flow rate, current bottomhole depth and pressure of the production casing pressure.
При открытой затрубной задвижке в объем насосно-компрессорной трубы скважины подают кислотный пенообразующий состав в расчете 0,3-2,5 м3 на метр перфорированной мощности пласта. Причем при производстве работ на терригенных пластах в объем насосно-компрессорной трубы скважины подают кислотный пенообразующий состав, содержащий 10-25 мас.% соляной кислоты, 2-5 мас.% плавиковой (фтористоводородной) кислоты, поверхностно-активные вещества в объеме 40 л/м3, остальное - вода. А при производстве работ на карбонатных пластах в объем насосно-компрессорной трубы скважины подают кислотный пенообразующий состав, содержащий 10-25 мас.% соляной кислоты, поверхностно-активные вещества в объеме 40 л/м3, остальное - вода. Затем, через 20-60 секунд после начала подачи кислотного пенообразующего состава, начинают подачу газообразного нейтрального газа под давлением 10-65 МПа и производительностью подачи нейтрального газа 100-1200 м3/ч. При этом в качестве закачиваемого в объем насосно-компрессорных труб скважины нейтрального газа используется азот, гелий или аргон. При этом при производстве работ по подаче в объем насосно-компрессорной трубы скважины кислотного пенообразующего состава коэффициент аэрации (м3 газа/м3 кислотного пенообразующего состава) составляет не менее 50.When the annular valve is open, an acidic foam-forming composition is fed into the volume of the tubing of the well at a rate of 0.3-2.5 m 3 per meter of perforated reservoir power. Moreover, when performing work on terrigenous seams, an acidic foam-forming composition containing 10-25 wt.% Hydrochloric acid, 2-5 wt.% Hydrofluoric (hydrofluoric) acid, surfactants in a volume of 40 l / m 3 , the rest is water. And when performing work on carbonate formations, an acidic foaming composition containing 10-25 wt.% Hydrochloric acid, surfactants in a volume of 40 l / m 3 is supplied to the volume of the tubing of the well, the rest is water. Then, after 20-60 seconds after the start of the filing of the acidic foaming composition, the supply of gaseous neutral gas under a pressure of 10-65 MPa and a flow rate of neutral gas of 100-1200 m 3 / h. At the same time, nitrogen, helium or argon is used as the neutral gas injected into the volume of the tubing of the well. At the same time, when performing work on supplying an acid foaming composition to the volume of the tubing of the well, the aeration coefficient (m 3 gas / m 3 acid foaming composition) is at least 50.
Предварительно пусковое давление нейтрального газа рассчитывают по формуле:Preliminary starting pressure of neutral gas is calculated by the formula:
где: h - глубина погружения труб под статический уровень, м,where: h is the immersion depth of the pipes under the static level, m,
ρ - плотность жидкости, т/м3,ρ is the density of the liquid, t / m 3 ,
g - ускорение силы тяжести, м/с2,g - acceleration of gravity, m / s 2 ,
D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м,D is the inner diameter of the production casing, m,
d - внутренний диаметр подъемных труб, м.d is the inner diameter of the lifting pipes, m
В случае достижения максимально допустимой величины давления установки подачи газообразного нейтрального газа или достижения максимально допустимой величины давления эксплуатируемой колонны кратковременно приостанавливают закачку газа и продолжают закачку кислотного пенообразующего состава. После закачки кислотного пенообразующего состава в объем насосно-компрессорной трубы скважины закрывают задвижку или производят посадку пакера и закачивают оставшийся кислотный пенообразующий состав. Продавливают в пласт образовавшуюся пенокислоту технической водой или нефтью в объеме в м3, равном сумме внутреннего объема насосно-компрессорной трубы скважины и объема эксплуатационной колонны от башмака насосно-компрессорной трубы скважины до нижних дыр перфорации. После проведения технологической выдержки в течение 5-10 минут закрывают нагнетательную линию, плавно снижают давление в трубном пространстве скважины. Удаляют продукты реакции кислотного пенообразующего, дренируют пласт и производят освоение скважины через затрубное пространство продавкой газовой оторочки нефтью или технической водой с поверхностно-активным веществом в объеме, равном объему затрубного пространства скважины.In the event that the maximum permissible pressure value of the gaseous neutral gas supply unit is reached or the maximum permissible pressure value of the operated column is reached, the gas injection is stopped for a short time and the acid foaming composition is continued to be pumped. After pumping the acidic foaming composition into the volume of the tubing of the well, the valve is closed or the packer is planted and the remaining acidic foaming composition is pumped. The resulting foam acid is pushed into the formation with technical water or oil in a volume in m 3 equal to the sum of the internal volume of the well tubing and the volume of the production string from the shoe of the well tubing to the lower perforation holes. After holding the process for 5-10 minutes, the injection line is closed, and the pressure in the borehole space is gradually reduced. The acid foaming reaction products are removed, the reservoir is drained and the well is developed through the annulus by selling a gas rim with oil or technical water with a surfactant in an amount equal to the volume of the annulus of the well.
Экспериментальные исследования и практика эксплуатации предложенного способа газокислотной интенсификации притока нефти из пласта добывающих и нагнетательных нефтяных скважин показали его высокую эффективность. С использованием всех существенных признаков предложенного способа достигнуто максимальное увеличение проницаемости пласта, достигнуто увеличение роста плотности пор и повышение числа соединяющих их каналов, получено улучшение формирования проникающих зон полного растворения глинистого цемента, повышена эффективность открытия новых путей сообщения пор, а также достигнуто повышение интенсификации притока пластового флюида скважины.Experimental studies and the practice of operating the proposed method of gas-acid stimulation of oil flow from the reservoir of producing and injection oil wells have shown its high efficiency. Using all the essential features of the proposed method, a maximum increase in the permeability of the formation was achieved, an increase in the growth of pore density and an increase in the number of channels connecting them were achieved, an improvement was achieved in the formation of penetrating zones for the complete dissolution of clay cement, the efficiency of opening new communication routes for pores was increased, and an increase in the stimulation of formation inflow was achieved well fluid.
Реализация предложенного способа газокислотной интенсификации притока нефти из пласта добывающих и нагнетательных нефтяных скважин иллюстрируется следующими примерами осуществления.The implementation of the proposed method of gas-acid stimulation of oil flow from the reservoir of producing and injection oil wells is illustrated by the following examples of implementation.
Пример 1. Провели работы по интенсификации добычи скважины на терригенных пластах с диаметром колонны 146 мм с учетом пластового давления, забойного давления, плотности нефти, типа коллектора, пористости и проницаемости, начального и настоящего дебита, глубины текущего забоя и давления опрессовки эксплуатационной колонны.Example 1. Work was carried out to intensify well production on terrigenous strata with a column diameter of 146 mm, taking into account reservoir pressure, bottomhole pressure, oil density, reservoir type, porosity and permeability, initial and present flow rate, depth of the current bottom and pressure of the production casing pressure.
На скважине смонтировали и заземлили газификационную установку АГУ-2М, обвязали ее с затрубным пространством скважины с использованием запорного и газосбросного вентилей, предохранительного и обратного клапанов, манометров и соединительных штуцеров. Затем спрессовали линию нагнетания нейтрального газа на полуторакратное рабочее давление. В качестве рабочего газа использовали азот. Применили кислотник типа СИН-32, приемную емкость на 25-30 м3, кислотовоз, фонтанную аппаратуру, передвижную дизель-электростанцию типа ДЭС-100, а также трубы с БРС для обвязки оборудования с арматурой скважины.The gasification unit AGU-2M was mounted and grounded at the well, tied to the annulus of the well using shut-off and gas relief valves, safety and non-return valves, pressure gauges and connecting fittings. Then, the neutral gas injection line was pressed at one and a half times the working pressure. Nitrogen was used as the working gas. We used an SIN-32 type acid tank, a receiving tank of 25-30 m 3 , an acid carrier, flow-through equipment, a mobile diesel power station of the DES-100 type, as well as pipes with a quick coupler for strapping equipment with well reinforcement.
В предложенном способе использовали в составе кислотного пенообразующего состава ингибированную соляную кислоту по ТУ-4814-42 или по ТУ 6-01-714-77, плавиковую (фтористоводородную) кислоту по ТУ 113-08-523-82, поверхностно-активное вещество «Нефтенол ВВД» по ТУ 2483-015-17197708-97, а также пластовую, подтоварную или пресную воду.In the proposed method, inhibited hydrochloric acid according to TU-4814-42 or TU 6-01-714-77, hydrofluoric acid according to TU 113-08-523-82, and the surfactant Neftenol were used as part of the acidic foaming composition VVD ”in accordance with TU 2483-015-17197708-97, as well as produced, produced or fresh water.
Проверили работу системы газификационной установки АГУ-2М контрольным включением.We checked the operation of the gasification system AGU-2M with a test switch.
С учетом всех технологических характеристик данной скважины предварительно рассчитали по предложенной в способе методике пусковое давление азота по формуле:Taking into account all the technological characteristics of this well, previously calculated according to the method proposed in the method, the starting pressure of nitrogen according to the formula:
где: Рп - пусковое давление нейтрального газа, МПа,where: RP is the starting pressure of the neutral gas, MPa,
h=2600 м - глубина погружения труб под статический уровень, м, ρ=1,26 т/м3 - плотность жидкости, g=9,81 м/с2 - ускорение силы тяжести, D=0,146 м - внутренний диаметр эксплуатационной колонны и 0,08 м - внутренний диаметр подъемных труб.h = 2600 m - pipe immersion depth under the static level, m, ρ = 1.26 t / m 3 - fluid density, g = 9.81 m / s 2 - gravity acceleration, D = 0.146 m - inner diameter of the production string and 0.08 m is the inner diameter of the lifting pipes.
При открытой затрубной задвижке в объем насосно-компрессорной трубы скважины подали кислотный пенообразующий состав в расчете 2,5 м3 на метр перфорированной мощности пласта. Причем в качестве кислотного пенообразующего состава в объем насосно-компрессорной трубы скважины подали кислотный пенообразующий состав, содержащий 25 мас.% соляной кислоты, 2 мас.% плавиковой (фтористоводородной) кислоты, поверхностно-активные вещества в объеме 40 л/м3 кислотного пенообразующего состава, остальное - вода. Затем, через 20 секунд после начала подачи кислотного пенообразующего состава, начали подачу газообразного азота под давлением 65 МПа и производительностью подачи нейтрального газа 100 м3/ч с коэффициентом аэрации 52.With an open annular valve, an acidic foam-forming composition was applied to the volume of the tubing of the well at a rate of 2.5 m 3 per meter of perforated formation thickness. Moreover, as an acidic foaming composition, an acidic foaming composition containing 25 wt.% Hydrochloric acid, 2 wt.% Hydrofluoric (hydrofluoric) acid, surfactants in a volume of 40 l / m 3 of an acidic foaming composition was supplied to the volume of the tubing of the well. the rest is water. Then, 20 seconds after the start of the filing of the acidic foaming composition, the flow of nitrogen gas was started at a pressure of 65 MPa and a flow rate of neutral gas of 100 m 3 / h with an aeration coefficient of 52.
После закачки кислотного пенообразующего состава в объем насосно-компрессорной трубы скважины закрыли задвижку и закачали оставшийся кислотный пенообразующий состав. Продавили в пласт образовавшуюся пенокислоту технической водой в объеме в м3, равном сумме внутреннего объема насосно-компрессорной трубы скважины и объема эксплуатационной колонны от башмака насосно-компрессорной трубы скважины до нижних дыр перфорации. После проведения технологической выдержки в течение 10 минут закрыли нагнетательную линию и плавно снизили давление в трубном пространстве скважины. Удалили продукты реакции кислотного пенообразующего, дренировали пласт и произвели освоение скважины через затрубное пространство продавкой газовой оторочки нефтью с поверхностно-активным веществом в объеме, равном объему затрубного пространства скважины.After pumping the acidic foaming agent into the well tubing, the valve was closed and the remaining acidic foaming agent was pumped. The resulting foam acid was poured into the formation with technical water in a volume in m 3 equal to the sum of the internal volume of the well tubing and the production string from the shoe of the well tubing to the lower perforation holes. After holding the process for 10 minutes, the injection line was closed and the pressure in the borehole space was gradually reduced. The acid-foaming reaction products were removed, the reservoir was drained and the well was developed through the annulus by selling a gas rim with oil and a surfactant in an amount equal to the volume of the annulus of the well.
В результате использования предложенного способа на скважине достигли интенсификации притока пластового флюида из пласта. При этом коэффициент продуктивности увеличен с 0,24 до 4,92.As a result of using the proposed method at the well, intensification of formation fluid inflow from the formation was achieved. At the same time, the productivity coefficient was increased from 0.24 to 4.92.
Пример 2. Провели работы по интенсификации добычи скважины на карбонатных пластах с диаметром колонны 168 мм с учетом пластового давления, забойного давления, плотности нефти, типа коллектора, пористости и проницаемости, начального и настоящего дебита, глубины текущего забоя и давления опрессовки эксплуатационной колонны.Example 2. Work was carried out to intensify well production on carbonate formations with a column diameter of 168 mm, taking into account reservoir pressure, bottomhole pressure, oil density, reservoir type, porosity and permeability, initial and present flow rate, current face depth and pressure of the production casing pressure.
На скважине смонтировали и заземлили газификационную установку АГУ-2М, обвязали ее с затрубным пространством скважины с использованием запорного и газосбросного вентилей, предохранительного и обратного клапанов, манометров и соединительных штуцеров. Затем спрессовали линию нагнетания нейтрального газа на полуторакратное рабочее давление. В качестве рабочего газа использовали аргон. Применили кислотник типа СИН-32, приемную емкость на 25-30 м3, кислотовоз, фонтанную аппаратуру, передвижную дизель-электростанцию типа ДЭС-100, а также трубы с БРС для обвязки оборудования с арматурой скважины.The gasification unit AGU-2M was mounted and grounded at the well, tied to the annulus of the well using shut-off and gas relief valves, safety and non-return valves, pressure gauges and connecting fittings. Then, the neutral gas injection line was pressed at one and a half times the working pressure. Argon was used as the working gas. We used an SIN-32 type acid tank, a receiving tank of 25-30 m 3 , an acid carrier, flow-through equipment, a mobile diesel power station of the DES-100 type, as well as pipes with a quick coupler for strapping equipment with well reinforcement.
В предложенном способе использовали в составе кислотного пенообразующего состава ингибированную соляную кислоту по ТУ-4814-42 или по ТУ 6-01-714-77, поверхностно-активное вещество «Нефтенол ВВД» по ТУ 2483-015-17197708-97, а также пластовую, подтоварную или пресную воду.In the proposed method, inhibited hydrochloric acid according to TU-4814-42 or TU 6-01-714-77, surfactant Neftenol VVD according to TU 2483-015-17197708-97, as well as reservoir , commercial or fresh water.
Проверили работу системы газификационной установки АГУ-2М контрольным включением.We checked the operation of the gasification system AGU-2M with a test switch.
С учетом всех технологических характеристик данной скважины предварительно рассчитали по предложенной в способе методике пусковое давление азота по формуле:Taking into account all the technological characteristics of this well, previously calculated according to the method proposed in the method, the starting pressure of nitrogen according to the formula:
где: Рп - пусковое давление нейтрального газа, МПа, h=2200 м - глубина погружения труб под статический уровень, м, ρ=1,26 т/м3 - плотность жидкости, g=9,81 м/с2 - ускорение силы тяжести, D=0,168 м - внутренний диаметр эксплуатационной колонны и 0,08 м - внутренний диаметр подъемных труб.where: RP is the starting pressure of the neutral gas, MPa, h = 2200 m is the depth of immersion of the pipes under the static level, m, ρ = 1.26 t / m 3 is the fluid density, g = 9.81 m / s 2 is the acceleration of force gravity, D = 0.168 m is the inner diameter of the production string and 0.08 m is the inner diameter of the lifting pipes.
При открытой затрубной задвижке в объем насосно-компрессорной трубы скважины подали кислотный пенообразующий состав в расчете 1,5 м3 на метр перфорированной мощности пласта. Причем в качестве кислотного пенообразующего состава в объем насосно-компрессорной трубы скважины подали кислотный пенообразующий состав, содержащий 25 мас.% соляной кислоты, поверхностно-активные вещества в объеме 40 л/м3 кислотного пенообразующего состава, остальное - вода. Затем, через 40 секунд после начала подачи кислотного пенообразующего состава, начали подачу газообразного азота под давлением 10 МПа и производительностью подачи нейтрального газа 1200 м3/ч с коэффициентом аэрации 58. При этом возникла ситуация, когда достигли 97% максимально допустимой величины давления установки подачи газообразного нейтрального газа. Кратковременно приостановили закачку газа и продолжили закачку кислотного пенообразующего состава.With the annular valve open, an acidic foam-forming composition was applied to the volume of the tubing of the well at a rate of 1.5 m 3 per meter of perforated formation thickness. Moreover, as an acidic foaming composition, an acidic foaming composition containing 25 wt.% Hydrochloric acid, surfactants in a volume of 40 l / m 3 of an acidic foaming composition was supplied to the volume of the well tubing, the rest being water. Then, 40 seconds after the start of the supply of the acidic foaming composition, the flow of nitrogen gas was started at a pressure of 10 MPa and a flow rate of neutral gas of 1200 m 3 / h with an aeration coefficient of 58. In this case, a situation arose when 97% of the maximum allowable pressure of the supply unit was reached gaseous neutral gas. Shortly stopped the injection of gas and continued the injection of an acidic foaming composition.
После закачки кислотного пенообразующего состава в объем насосно-компрессорной трубы скважины произвели посадку пакера и закачали оставшийся кислотный пенообразующий состав. Продавили в пласт образовавшуюся пенокислоту нефтью в объеме в м3, равном сумме внутреннего объема насосно-компрессорной трубы скважины и объема эксплуатационной колонны от башмака насосно-компрессорной трубы скважины до нижних дыр перфорации. После проведения технологической выдержки в течение 7 минут закрыли нагнетательную линию и плавно снизили давление в трубном пространстве скважины. Удалили продукты реакции кислотного пенообразующего, дренировали пласт и произвели освоение скважины через затрубное пространство продавкой газовой оторочки технической водой с поверхностно-активным веществом марки ОП-7 по ГОСТ 8433-81 при его содержании 7 г на литр технической воды в объеме, равном объему затрубного пространства скважины.After pumping the acidic foaming agent into the well tubing, the packer landed and the remaining acidic foaming agent was pumped. The resulting foam acid was poured into the formation by oil in a volume in m 3 equal to the sum of the internal volume of the well tubing and the volume of the production string from the shoe of the well tubing to the lower perforation holes. After holding the process for 7 minutes, the injection line was closed and the pressure in the borehole space was gradually reduced. The acid-foaming reaction products were removed, the reservoir was drained and the well was drilled through the annulus by selling a gas rim with process water with a surfactant of the OP-7 grade according to GOST 8433-81 with its content of 7 g per liter of process water in an amount equal to the volume of the annulus wells.
В результате использования предложенного способа на скважине достигли интенсификации притока пластового флюида из пласта. При этом коэффициент продуктивности увеличен с 0,38 до 3.98.As a result of using the proposed method at the well, intensification of formation fluid inflow from the formation was achieved. At the same time, the productivity coefficient was increased from 0.38 to 3.98.
Пример 3. Провели работы по интенсификации добычи скважины на карбонатных пластах с диаметром колонны 146 мм с учетом пластового давления, забойного давления, плотности нефти, типа коллектора, пористости и проницаемости, начального и настоящего дебита, глубины текущего забоя и давления опрессовки эксплуатационной колонны.Example 3. Work was carried out to intensify well production on carbonate formations with a column diameter of 146 mm, taking into account reservoir pressure, bottomhole pressure, oil density, reservoir type, porosity and permeability, initial and present flow rate, current face depth and pressure of the production casing pressure.
На скважине смонтировали и заземлили газификационную установку АГУ-2М, обвязали ее с затрубным пространством скважины с использованием запорного и газосбросного вентилей, предохранительного и обратного клапанов, манометров и соединительных штуцеров. Затем спрессовали линию нагнетания нейтрального газа на полуторакратное рабочее давление. В качестве рабочего газа использовали гелий. Применили кислотник типа СИН-32, приемную емкость на 25-30 м3, кислотовоз, фонтанную аппаратуру, передвижную дизель-электростанцию типа ДЭС-100, а также трубы с БРС для обвязки оборудования с арматурой скважины.The gasification unit AGU-2M was mounted and grounded at the well, tied to the annulus of the well using shut-off and gas relief valves, safety and non-return valves, pressure gauges and connecting fittings. Then, the neutral gas injection line was pressed at one and a half times the working pressure. Helium was used as the working gas. We used an SIN-32 type acid tank, a receiving tank of 25-30 m 3 , an acid carrier, flow-through equipment, a mobile diesel power station of the DES-100 type, as well as pipes with a quick coupler for strapping equipment with well reinforcement.
В предложенном способе использовали в составе кислотного пенообразующего состава ингибированную соляную кислоту по ТУ-4814-42 или по ТУ 6-01-714-77, поверхностно-активное вещество «Нефтенол ВВД» по ТУ 2483-015-17197708-97, а также пластовую, подтоварную или пресную воду.In the proposed method, inhibited hydrochloric acid according to TU-4814-42 or TU 6-01-714-77, surfactant Neftenol VVD according to TU 2483-015-17197708-97, as well as reservoir , commercial or fresh water.
Проверили работу системы газификационной установки АГУ-2М контрольным включением.We checked the operation of the gasification system AGU-2M with a test switch.
С учетом всех технологических характеристик данной скважины предварительно рассчитали по предложенной в способе методике пусковое давление азота по формуле:Taking into account all the technological characteristics of this well, previously calculated according to the method proposed in the method, the starting pressure of nitrogen by the formula:
где: Рп - пусковое давление нейтрального газа, МПа,where: RP is the starting pressure of the neutral gas, MPa,
h=2400 м - глубина погружения труб под статический уровень, м, ρ=1,26 т/м3 - плотность жидкости, g=9,81 м/с2 - ускорение силы тяжести, D=0,146 м - внутренний диаметр эксплуатационной колонны и 0,08 м - внутренний диаметр подъемных труб.h = 2400 m - pipe immersion depth under the static level, m, ρ = 1.26 t / m 3 - fluid density, g = 9.81 m / s 2 - gravity acceleration, D = 0.146 m - inner diameter of the production string and 0.08 m is the inner diameter of the lifting pipes.
При открытой затрубной задвижке в объем насосно-компрессорной трубы скважины подали кислотный пенообразующий состав в расчете 0,3 м3 на метр перфорированной мощности пласта. Причем в качестве кислотного пенообразующего состава в объем насосно-компрессорной трубы скважины подали кислотный пенообразующий состав, содержащий 15 мас.% соляной кислоты, поверхностно-активные вещества в объеме 40 л/м3 кислотного пенообразующего состава, остальное - вода. Затем, через 60 секунд после начала подачи кислотного пенообразующего состава, начали подачу газообразного азота под давлением 35 МПа и производительностью подачи нейтрального газа 1200 м3/ч с коэффициентом аэрации 51. При этом возникла ситуация, когда достигли 95% максимально допустимой величины давления эксплуатируемой колонны. Кратковременно приостановили закачку газа и продолжили закачку кислотного пенообразующего состава.With an open annular valve, an acidic foam-forming composition was applied to the volume of the tubing of the well at a rate of 0.3 m 3 per meter of perforated formation thickness. Moreover, an acidic foaming composition containing 15 wt.% Hydrochloric acid, surfactants in a volume of 40 l / m 3 of an acidic foaming composition was applied to the volume of the tubing of the well as an acidic foaming composition, the rest being water. Then, 60 seconds after the start of the supply of the acidic foaming composition, the supply of gaseous nitrogen was started at a pressure of 35 MPa and a flow rate of neutral gas of 1200 m 3 / h with an aeration coefficient of 51. In this case, a situation arose when 95% of the maximum allowable pressure of the operating column was reached . Briefly stopped the injection of gas and continued the injection of acidic foaming composition.
После закачки кислотного пенообразующего состава в объем насосно-компрессорной трубы скважины закрыли задвижку и закачали оставшийся кислотный пенообразующий состав. Продавили в пласт образовавшуюся пенокислоту нефтью в объеме в м3, равном сумме внутреннего объема насосно-компрессорной трубы скважины и объема эксплуатационной колонны от башмака насосно-компрессорной трубы скважины до нижних дыр перфорации. После проведения технологической выдержки в течение 5 минут закрыли нагнетательную линию и плавно снизили давление в трубном пространстве скважины. Удалили продукты реакции кислотного пенообразующего, дренировали пласт и произвели освоение скважины через затрубное пространство продавкой газовой оторочки технической водой с поверхностно-активным веществом марки ОП-10 по ГОСТ 8433-81 при его содержании 10 г на литр технической воды в объеме, равном объему затрубного пространства скважины.After pumping the acidic foaming agent into the well tubing, the valve was closed and the remaining acidic foaming agent was pumped. The resulting foam acid was poured into the formation by oil in a volume in m 3 equal to the sum of the internal volume of the well tubing and the volume of the production string from the shoe of the well tubing to the lower perforation holes. After holding the process for 5 minutes, the injection line was closed and the pressure in the borehole space was gradually reduced. The acid-foaming reaction products were removed, the reservoir was drained and the well was drilled through the annulus by selling a gas rim with process water with a surfactant of the grade OP-10 according to GOST 8433-81 with its content of 10 g per liter of process water in an amount equal to the volume of the annulus wells.
В результате использования предложенного способа на скважине достигли интенсификации притока пластового флюида из пласта. При этом коэффициент продуктивности увеличен с 0,48 до 4,42.As a result of using the proposed method at the well, intensification of formation fluid inflow from the formation was achieved. At the same time, the productivity coefficient was increased from 0.48 to 4.42.
Пример 4. Провели работы по интенсификации добычи скважины на терригенных пластах с диаметром колонны 146 мм с учетом пластового давления, забойного давления, плотности нефти, типа коллектора, пористости и проницаемости, начального и настоящего дебита, глубины текущего забоя и давления опрессовки эксплуатационной колонны.Example 4. Work was carried out to intensify well production on terrigenous formations with a column diameter of 146 mm, taking into account reservoir pressure, bottomhole pressure, oil density, reservoir type, porosity and permeability, initial and present flow rate, current bottomhole depth and pressure of the production casing pressure.
На скважине смонтировали и заземлили газификационную установку АГУ-2М, обвязали ее с затрубным пространством скважины с использованием запорного и газосбросного вентилей, предохранительного и обратного клапанов, манометров и соединительных штуцеров. Затем спрессовали линию нагнетания нейтрального газа на полуторакратное рабочее давление. В качестве рабочего газа использовали азот. Применили кислотник типа СИН-32, приемную емкость на 25-30 м3, кислотовоз, фонтанную аппаратуру, передвижную дизель-электростанцию типа ДЭС-100, а также трубы с БРС для обвязки оборудования с арматурой скважины.The gasification unit AGU-2M was mounted and grounded at the well, tied to the annulus of the well using shut-off and gas relief valves, safety and non-return valves, pressure gauges and connecting fittings. Then, the neutral gas injection line was pressed at one and a half times the working pressure. Nitrogen was used as the working gas. We used an SIN-32 type acid tank, a receiving tank of 25-30 m 3 , an acid carrier, flow-through equipment, a mobile diesel power station of the DES-100 type, as well as pipes with a quick coupler for strapping equipment with well reinforcement.
В предложенном способе использовали в составе кислотного пенообразующего состава ингибированную соляную кислоту по ТУ-4814-42 или по ТУ 6-01-714-77, плавиковую (фтористоводородную) кислоту по ТУ 113-08-523-82, поверхностно-активное вещество «Нефтенол ВВД» по ТУ 2483-015-17197708-97, а также пластовую, подтоварную или пресную воду.In the proposed method, inhibited hydrochloric acid according to TU-4814-42 or TU 6-01-714-77, hydrofluoric acid according to TU 113-08-523-82, and the surfactant Neftenol were used as part of the acidic foaming composition VVD ”in accordance with TU 2483-015-17197708-97, as well as produced, produced or fresh water.
Проверили работу системы газификационной установки АГУ-2М контрольным включением.We checked the operation of the gasification system AGU-2M with a test switch.
С учетом всех технологических характеристик данной скважины предварительно рассчитали по предложенной в способе методике пусковое давление азота по формуле:Taking into account all the technological characteristics of this well, previously calculated according to the method proposed in the method, the starting pressure of nitrogen according to the formula:
где: Рп - пусковое давление нейтрального газа, МПа,where: RP is the starting pressure of the neutral gas, MPa,
h=2400 м - глубина погружения труб под статический уровень, м, ρ=1,26 т/м3 - плотность жидкости, g=9,81 м/с2 - ускорение силы тяжести, D=0,146 м - внутренний диаметр эксплуатационной колонны и 0,08 м - внутренний диаметр подъемных труб.h = 2400 m - pipe immersion depth under the static level, m, ρ = 1.26 t / m 3 - fluid density, g = 9.81 m / s 2 - gravity acceleration, D = 0.146 m - inner diameter of the production string and 0.08 m is the inner diameter of the lifting pipes.
При открытой затрубной задвижке в объем насосно-компрессорной трубы скважины подали кислотный пенообразующий состав в расчете 1,5 м3 на метр перфорированной мощности пласта. Причем в качестве кислотного пенообразующего состава в объем насосно-компрессорной трубы скважины подали кислотный пенообразующий состав, содержащий 10 мас.% соляной кислоты, 5 мас.% плавиковой (фтористоводородной) кислоты, поверхностно-активные вещества в объеме 40 л/м3 кислотного пенообразующего состава, остальное - вода. Затем, через 40 секунд после начала подачи кислотного пенообразующего состава, начали подачу газообразного азота под давлением 40 МПа и производительностью подачи нейтрального газа 800 м3/ч с коэффициентом аэрации 57.With the annular valve open, an acidic foam-forming composition was applied to the volume of the tubing of the well at a rate of 1.5 m 3 per meter of perforated formation thickness. Moreover, as an acidic foaming composition, an acidic foaming composition containing 10 wt.% Hydrochloric acid, 5 wt.% Hydrofluoric (hydrofluoric) acid, surfactants in a volume of 40 l / m 3 of an acidic foaming composition was applied to the volume of the tubing of the well. the rest is water. Then, 40 seconds after the start of the filing of the acidic foaming composition, the supply of gaseous nitrogen was started at a pressure of 40 MPa and a flow rate of neutral gas of 800 m 3 / h with an aeration coefficient of 57.
После закачки кислотного пенообразующего состава в объем насосно-компрессорной трубы скважины закрыли задвижку и закачали оставшийся кислотный пенообразующий состав. Продавили в пласт образовавшуюся пенокислоту технической водой в объеме в м3, равном сумме внутреннего объема насосно-компрессорной трубы скважины и объема эксплуатационной колонны от башмака насосно-компрессорной трубы скважины до нижних дыр перфорации. После проведения технологической выдержки в течение 10 минут закрыли нагнетательную линию и плавно снизили давление в трубном пространстве скважины. Удалили продукты реакции кислотного пенообразующего, дренировали пласт и произвели освоение скважины через затрубное пространство продавкой газовой оторочки нефтью с поверхностно активным веществом марки ОП-10 по ГОСТ 8433-81 при его содержании 10 г на литр технической воды в объеме, равном объему затрубного пространства скважины.After pumping the acidic foaming agent into the well tubing, the valve was closed and the remaining acidic foaming agent was pumped. The resulting foam acid was poured into the formation with technical water in a volume in m 3 equal to the sum of the internal volume of the well tubing and the production string from the shoe of the well tubing to the lower perforation holes. After holding the process for 10 minutes, the injection line was closed and the pressure in the borehole space was gradually reduced. The reaction products of the acid blowing agent were removed, the reservoir was drained and the well was drilled through the annulus by selling a gas rim with oil and a surfactant of the grade OP-10 according to GOST 8433-81 with its content of 10 g per liter of industrial water in an amount equal to the volume of the annulus of the well.
В результате использования предложенного способа на скважине достигли интенсификации притока пластового флюида из пласта. При этом коэффициент продуктивности увеличен с 0,34 до 5,74.As a result of using the proposed method at the well, intensification of formation fluid inflow from the formation was achieved. At the same time, the productivity coefficient was increased from 0.34 to 5.74.
Claims (5)
где Рп - пусковое давление нейтрального газа, МПа;
h - глубина погружения труб под статический уровень, м;
ρ - плотность жидкости, т/м3;
g - ускорение силы тяжести, м/с2;
D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;
d - внутренний диаметр подъемных труб, м,
в случае достижения максимально допустимой величины давления установки подачи газообразного нейтрального газа или достижения максимально допустимой величины давления эксплуатируемой колонны кратковременно приостанавливают закачку нейтрального газа и продолжают закачку кислотного пенообразующего состава, после закачки кислотного пенообразующего состава в объем НКТ скважины, закрывают задвижку или производят посадку пакера, закачивают оставшийся от исходного объема кислотный пенообразующий состав, продавливают в пласт образовавшуюся пенокислоту технической водой или нефтью в объеме равном сумме внутреннего объема НКТ скважины и объема эксплуатационной колонны от башмака НКТ скважины до нижних отверстий перфорации, закрывают нагнетательную линию, плавно снижают давление в трубном пространстве скважины, после технологической выдержки и удаления отработанного кислотного пенообразующего состава пласт дренируют, освоение скважины производят через затрубное пространство продавкой газовой оторочки нефтью или технической водой с поверхностно-активным веществом - ПАВ в объеме, равном объему затрубного пространства скважины.1. The method of gas-acid stimulation of oil flow from the reservoir of producing and injection oil wells, including the injection of an acidic foaming composition through the well into the zone of the reservoir, technological exposure, removal of the spent specified composition and development of the well, characterized in that the injection is carried out in a circulation mode calculation of 0.3-2.5 m 3 per meter of perforated reservoir power with an open annular valve in the volume of the tubing - tubing of the well, after 20-60 from they inject gaseous neutral gas under a pressure of 10-65 MPa and an injection rate of 100-1200 m 3 / h, and the starting pressure of neutral gas is previously calculated by the formula
where RP is the starting pressure of the neutral gas, MPa;
h is the immersion depth of the pipes under the static level, m;
ρ is the density of the liquid, t / m 3 ;
g is the acceleration of gravity, m / s 2 ;
D is the inner diameter of the production casing, m;
d is the inner diameter of the lifting pipes, m,
if the maximum permissible pressure value of the gaseous neutral gas supply unit is reached or the maximum permissible pressure value of the operated column is reached, the neutral gas injection is stopped for a short time and the acid foaming composition is continued to be injected, after the acid foaming composition is injected into the well tubing volume, the valve is closed or the packer is planted, pump the acidic foaming composition remaining from the initial volume is pressed into the formation cured foam acid with technical water or oil in a volume equal to the sum of the internal volume of the tubing of the well and the volume of the production string from the shoe of the tubing of the well to the lower perforation holes, close the injection line, smoothly reduce the pressure in the pipe space of the well, after technological exposure and removal of the spent acid-foaming composition, the formation is drained well development is carried out through the annulus by selling a gas rim with oil or industrial water with surfactants ohm - surfactant in a volume equal to the volume of the annulus of the well.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008135478/03A RU2391499C2 (en) | 2008-09-03 | 2008-09-03 | Method of gas-acidic oil inflow stimulation in oil extraction and injection well bed |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008135478/03A RU2391499C2 (en) | 2008-09-03 | 2008-09-03 | Method of gas-acidic oil inflow stimulation in oil extraction and injection well bed |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2008135478A RU2008135478A (en) | 2010-03-10 |
| RU2391499C2 true RU2391499C2 (en) | 2010-06-10 |
Family
ID=42134791
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008135478/03A RU2391499C2 (en) | 2008-09-03 | 2008-09-03 | Method of gas-acidic oil inflow stimulation in oil extraction and injection well bed |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2391499C2 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102587865A (en) * | 2012-02-29 | 2012-07-18 | 西南石油大学 | Foam drainage gas recovery method for natural gas horizontal well |
| WO2013160332A1 (en) | 2012-04-27 | 2013-10-31 | Akzo Nobel Chemicals International B.V. | Foam or viscosified composition containing a chelating agent |
| RU2769942C1 (en) * | 2021-01-13 | 2022-04-11 | Акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (АО "СевКавНИПИгаз") | Method for fixing the bottom-hole zone of productivity of the gas well formation |
| RU2769942C9 (en) * | 2021-01-13 | 2022-06-07 | Акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (АО "СевКавНИПИгаз") | Method for fixing the bottom-hole zone of productive gas well formation |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN113898303A (en) * | 2020-07-06 | 2022-01-07 | 中国石油化工股份有限公司 | Oil well acidification flowback negative pressure hollowing process method |
-
2008
- 2008-09-03 RU RU2008135478/03A patent/RU2391499C2/en not_active IP Right Cessation
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102587865A (en) * | 2012-02-29 | 2012-07-18 | 西南石油大学 | Foam drainage gas recovery method for natural gas horizontal well |
| WO2013160332A1 (en) | 2012-04-27 | 2013-10-31 | Akzo Nobel Chemicals International B.V. | Foam or viscosified composition containing a chelating agent |
| US9725643B2 (en) | 2012-04-27 | 2017-08-08 | Akzo Nobel Chemicals International, B.V. | Foam or viscosified composition containing a chelating agent |
| RU2769942C1 (en) * | 2021-01-13 | 2022-04-11 | Акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (АО "СевКавНИПИгаз") | Method for fixing the bottom-hole zone of productivity of the gas well formation |
| RU2769942C9 (en) * | 2021-01-13 | 2022-06-07 | Акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (АО "СевКавНИПИгаз") | Method for fixing the bottom-hole zone of productive gas well formation |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2008135478A (en) | 2010-03-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2460875C1 (en) | Carbonate formation hydraulic fracturing method | |
| WO2021092978A1 (en) | Mining method and mining device for marine natural gas hydrate | |
| RU2512216C1 (en) | Treatment method of bottomhole zone | |
| RU2490442C1 (en) | Method for well completion | |
| RU2391499C2 (en) | Method of gas-acidic oil inflow stimulation in oil extraction and injection well bed | |
| RU2485306C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| US11458419B2 (en) | Emulsion system utilizing nitrogen and heat to treat deep water blockage | |
| RU2457323C1 (en) | Hydraulic fracturing method of low-permeable bed with clay layers | |
| CN111101917A (en) | Coal seam hydraulic fracturing combined resonance gas extraction method and hole packer | |
| RU2645058C1 (en) | Method for development of high-viscous oil deposit with cyclic steam soaking | |
| RU2451174C1 (en) | Method of hydraulic breakdown of formation | |
| RU2183724C2 (en) | Method of recovery of bottom-hole formation zone of gas well | |
| RU2425209C2 (en) | Treatment method of carbonate and carbonate-containing formations (versions) | |
| RU2534291C1 (en) | Wet gas or gas condensate well recovery method and its drowning prevention during its further operation | |
| RU2399756C1 (en) | Development method of gas well without packer in conditions of abnormally low formation pressures | |
| RU2366809C1 (en) | Stimulation of reservoir inflow by reducing level of well fluid in new and repaired oil blowing wells with successive maintaining of static level | |
| CN109252850B (en) | Acid fracturing water increasing method for carbonate rock stratum water well | |
| RU2537430C1 (en) | Method of cleaning of near wellbore region of injection wells | |
| RU2527419C2 (en) | Development method for oil and gas wells | |
| RU2127807C1 (en) | Method for isolation of brine water inflow | |
| RU2750004C1 (en) | Method for completing and intensifying inflow of well with carbonate reservoirs | |
| RU2451172C1 (en) | Method of well development by creating depression on formation | |
| RU2472925C1 (en) | Stimulation method of formation fluid influx from well | |
| RU2619778C1 (en) | Method of water inflow limitation in flooded carbone reservoirs | |
| RU2485302C1 (en) | Stimulation method of formation fluid influx from well |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20140904 |