RU2517250C1 - Simulated completion method for gas well productive formations - Google Patents
Simulated completion method for gas well productive formations Download PDFInfo
- Publication number
- RU2517250C1 RU2517250C1 RU2013101291/03A RU2013101291A RU2517250C1 RU 2517250 C1 RU2517250 C1 RU 2517250C1 RU 2013101291/03 A RU2013101291/03 A RU 2013101291/03A RU 2013101291 A RU2013101291 A RU 2013101291A RU 2517250 C1 RU2517250 C1 RU 2517250C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- interval
- perforators
- container
- gas
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Feeding, Discharge, Calcimining, Fusing, And Gas-Generation Devices (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для освоения газовых и газоконденсатных скважин при вторичном вскрытии продуктивных пластов.The invention relates to the oil and gas industry and can be used for the development of gas and gas condensate wells during the secondary opening of reservoirs.
Известен способ вскрытия продуктивных пластов скважин, включающий перфорацию скважины при депрессии на пласт, спуск в скважину и размещение над интервалом перфорации колонны насосно-компрессорных труб с корпусом струйного насоса и пакером, герметизацию межтрубного пространства пакером ниже корпуса струйного насоса, совместное освоение и исследование скважины в подпакерной зоне путем многократного циклического воздействия на пласт переменным давлением, создаваемым с использованием струйного насоса, причем перфорацию производят после герметизации межтрубного пространства при регулируемом с помощью струйного насоса давлении в подпакерной зоне, а воздействие на пласт переменным давлением производят последовательным созданием депрессии и репрессии на пласт, причем репрессию на пласт создают прокачкой жидкости в подпакерную зону через вставку струйного насоса при открытом обратном клапане (патент SU №1572084, МПК Е21В 43/11, опубл. 20.11.1996).There is a method of opening productive strata of wells, including perforation of the well during depression on the formation, descent into the well and placement over the interval of perforation of the tubing string with the jet pump housing and packer, sealing the annulus with a packer below the jet pump housing, joint development and exploration of the well in sub-packer zone by repeated cyclic impact on the reservoir with alternating pressure created using a jet pump, and the perforation is performed by to seal the annular space at a pressure controlled by a jet pump in the sub-packer zone, and applying pressure to the reservoir with alternating pressure, sequentially create depression and repression on the reservoir, and the repression on the reservoir is created by pumping fluid into the sub-packer zone through the jet pump insert with the check valve open (patent SU No. 1572084, IPC Е21В 43/11, publ. 11/20/1996).
Данный способ позволяет повысить эффективность освоения скважины. Однако недостатком данного способа является большая затратность и длительность работ.This method improves the efficiency of well development. However, the disadvantage of this method is the high cost and duration of work.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ вскрытия продуктивных пластов скважины, при котором в скважину до ее искусственного забоя спускают колонну насосно-компрессорных труб с воронкой, переводят скважину на жидкость вторичного вскрытия пласта, в качестве которой используют нефтепродукты или газовый конденсат с удельным весом от 0,7 до 0,9 г/см3, устанавливают воронку выше интервала перфорации на расстоянии, составляющем от 10 до 15% от толщины пласта, вытесняют жидкость вторичного вскрытия из скважины до создания депрессии на пласт менее 20 кг/см2 (компрессором), спускают в скважину заряды, при помощи которых перфорируют от 2 до 5% толщины пласта в нижнем его интервале, вызывают приток газа из пласта, производят удаление техногенных жидкостей из скважины путем отработки перфорированного интервала скважины газом, перфорируют оставшуюся верхнюю часть пласта при равновесии пластового давления и газа в стволе скважины, затем в течение от 30 до 48 часов производят окончательную очистку призабойной зоны пласта от фильтрата бурового раствора путем сброса газа из скважины на факел, проводят исследовательские работы, закачивают на забой скважины от 3 до 7 м3 метанола (патент RU №2289681, МПК Е21В 43/11, опубл. 28.07.2005).The closest to the invention in terms of technical essence and the achieved result is a method of opening productive strata of a well, in which a string of tubing with a funnel is lowered into the well before its artificial bottoming, the well is transferred to the secondary opening fluid, which is used as oil products or gas condensate with a specific gravity of 0.7 to 0.9 g / cm 3, a funnel set above the perforated interval in the region of from 10 to 15% of the thickness of the reservoir, the secondary fluid is displaced hide from the well to create a depression in the formation of less than 20 kg / cm 2 (compressor), is lowered into the borehole charges with which perforated from 2 to 5% of the reservoir thickness at the bottom of its range to cause flow of gas from the formation, produce removal of man-made fluids from wells by working out the perforated interval of the well with gas, the remaining upper part of the formation is perforated at the equilibrium of the reservoir pressure and gas in the wellbore, then within 30 to 48 hours the bottom hole of the formation is finally cleaned of filtrate b level solution by discharging gas from the well to the torch, conduct research work,
Данный способ успешно решает поставленные задачи. Однако высокие трудоемкость и материально-технические затраты способа, использование для вскрытия пласта перфораторов, разрушающих крепь скважины, приводящих к ее раннему обводнению из-за перфорации, снижают суммарную эффективность способа.This method successfully solves the tasks. However, the high complexity and material and technical costs of the method, the use of perforators for opening the formation, destroying the support of the well, leading to its early flooding due to perforation, reduce the overall efficiency of the method.
Задачей, на решение которой направлено настоящее изобретение, является разработка способа, обеспечивающего сокращение трудовых и материальных затрат на проведение мероприятий по очистке скважины от бурового раствора, техногенных жидкостей, гидратов, повышение эффективности вторичного вскрытия продуктивных пластов газовых скважин.The problem to which the present invention is directed, is to develop a method that reduces labor and material costs for conducting activities to clean the well from drilling mud, industrial fluids, hydrates, increase the efficiency of the secondary opening of productive layers of gas wells.
Техническим результатом изобретения является сокращение продолжительности работ и затрат по очистке скважины, повышение качества вторичного вскрытия пластов, повышение ее продуктивности и сокращение срока вывода скважин в эксплуатацию, уменьшение времени вывода скважины на оптимальный технологический режим работы.The technical result of the invention is to reduce the duration of the work and the cost of cleaning the well, improving the quality of the secondary drilling, increasing its productivity and shortening the time for putting the wells into operation, reducing the time for putting the well into optimal operating mode.
Указанная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что в способе вторичного вскрытия продуктивного пласта газовых скважин, включающем спуск колонны насосно-компрессорных труб с воронкой в скважину до интервала перфорации, спуск в колонну насосно-компрессорных труб на геофизическом кабеле одного или сборки перфораторов в интервал перфорации, создание депрессии в интервале продуктивного пласта, перфорацию продуктивного пласта с последующим вызовом из него притока газа, удаление техногенных жидкостей из скважины и очистку призабойной зоны пласта путем отработки перфорированного интервала скважины газом, особенностью является то, что перед спуском в колонну насосно-компрессорных труб к перфоратору или сборке перфораторов присоединяют контейнер, заполненный химическим веществом, после спуска перфоратора или сборки перфораторов в интервал перфорации осуществляют разрушение защитной оболочки контейнера, при этом депрессию в интервале продуктивного пласта создают воздействием химического вещества, находящего в контейнере, после чего производят вскрытие продуктивного пласта одним или сборкой перфораторов одновременно или с разделением во времени. Разрушение защитной оболочки контейнера осуществляется принудительным путем при помощи пиропатрона, детонирующего шнура или путем саморазложения, деструкции.This problem is solved, and the technical result is achieved due to the fact that in the method of secondary opening of the productive formation of gas wells, including the descent of the tubing string with a funnel into the well to the perforation interval, the descent of the tubing string on the geophysical cable of one or assembly perforators in the interval of perforation, the creation of depression in the interval of the reservoir, perforation of the reservoir with the subsequent call of gas inflow from it, the removal of industrial fluids from wells cleaning the bottom-hole zone of the formation by working out the perforated interval of the well with gas, the peculiarity is that before lowering into the string of tubing, a container filled with a chemical substance is attached to the perforator or assembly of perforators, after lowering the perforator or assembling perforators into the perforation interval, the protective the shell of the container, while the depression in the interval of the reservoir is created by exposure to a chemical in the container, after which odyat tailing-one or assembly hammers simultaneously or time-division. The destruction of the protective shell of the container is carried out by forced means with the help of a squib, detonating cord or by self-decomposition, destruction.
Кроме того, в качестве химического вещества, размещенного в контейнере, используют пенообразующие и/или газогенерирующие составы, активизирующиеся при взаимодействии с водной составляющей техногенных жидкостей, находящихся в скважине, а также их композиции. В случае падения или исчезновения депрессии в интервале продуктивного пласта по причине, например, обводнения осуществляют дополнительную доставку в интервал скважины контейнера с химическим веществом и его срабатывание. В случае присутствия в интервале перфорации химических соединений, препятствующих генерации пены и созданию депрессии, производят перевод скважины на жидкость вторичного вскрытия.In addition, as a chemical substance placed in the container, foaming and / or gas-generating compositions are used that are activated by interaction with the aqueous component of the technogenic fluids located in the well, as well as their composition. In the event of a fall or disappearance of depression in the interval of the reservoir due to, for example, waterlogging, additional delivery of a container with a chemical substance to the interval of the well is carried out and its operation. In the case of the presence in the interval of perforation of chemical compounds that impede the generation of foam and the creation of depression, the well is transferred to the secondary opening fluid.
Причинно-следственная связь между заявляемым техническим результатом и существенными признаками технического решения следующая.The causal relationship between the claimed technical result and the essential features of the technical solution is as follows.
Для повышения качества вторичного вскрытия продуктивного пласта скважины, способ предусматривает проведение вскрытия продуктивного пласта кумулятивными перфораторами с минимальным разрушающим воздействием на скважину, которое достигается группированием кумулятивных зарядов в перфораторе, связанным с размещением кумулятивных зарядов в перфораторе, изменением углов направленности между кумулятивными зарядами и их группами, что значительно повышает эффективность способа за счет снижения вероятности разрушения крепи и обводнения скважины из-за перфорации.To improve the quality of the secondary opening of the reservoir, the method involves opening the reservoir with cumulative perforators with a minimum destructive effect on the well, which is achieved by grouping the cumulative charges in the perforator associated with the placement of cumulative charges in the perforator, changing the directivity angles between the cumulative charges and their groups, which significantly increases the efficiency of the method by reducing the likelihood of destruction of the lining and watering kvazhiny due to perforation.
Присоединение контейнера, заполненного химическим веществом, к кумулятивным перфораторам обеспечивает доставку химического вещества точно в требуемый интервал перфорации скважины, после его срабатывания понижается плотность раствора (газированной смеси), находящегося в интервале перфорации скважины, в результате чего создают депрессию.Attaching a container filled with a chemical substance to cumulative perforators ensures the delivery of a chemical substance exactly to the required interval of perforation of the well, after its operation, the density of the solution (carbonated mixture) located in the interval of perforation of the well decreases, resulting in depression.
Совместный спуск перфораторов с контейнером позволяет обеспечить необходимый уровень депрессии в интервале продуктивного пласта при минимальном количестве химического вещества и вынос техногенных жидкостей из скважины. Последовательность действий срабатывания контейнера и перфораторов ведет к значительному сокращению времени на проведение работ с повышением качества вторичного вскрытия пластов, обеспечивает уменьшение времени вывода скважины на оптимальный технологический режим работы.The joint descent of the perforators with the container allows you to provide the necessary level of depression in the interval of the reservoir with a minimum amount of chemical substance and the removal of industrial fluids from the well. The sequence of operations of the container and perforators leads to a significant reduction in time for work with improving the quality of the secondary opening of the formation, reduces the time to bring the well to the optimal technological mode of operation.
Под продуктивным пластом скважины следует понимать как монолитный продуктивный пласт, так и пласт, состоящий из нескольких разделенных продуктивных пластов - пропластков.A productive formation of a well should be understood as a monolithic reservoir, and a formation consisting of several separated reservoirs - interlayers.
Под термином «сборка перфораторов» понимается последовательное соединение нескольких перфораторов.The term "assembly of perforators" refers to the series connection of several perforators.
Размер интервала перфорации может значительно отличаться от размера интервала продуктивного пласта, но в ряде случаев совпадать. Он определяется геологической службой.The size of the interval of perforation can significantly differ from the size of the interval of the reservoir, but in some cases the same. It is determined by the geological service.
Перфорация всего интервала одновременно целесообразна при вскрытии относительно небольшого интервала протяженностью до 20 метров. Это значение определено условно, так как фактический размер одновременно перфорируемого интервала будет определяться размером депрессии на пласт, зависящей от глубины, величины пластового давления, уровня жидкости в скважине, характеристик химического вещества, находящегося в контейнере. Раздельное во времени вскрытие продуктивного пласта потребуется при перфорации интервала большой протяженностью условно от 20 до 400 метров. При вскрытии таких пластов содержимого контейнера может быть недостаточно для создания депрессии на весь интервал продуктивного пласта, предполагаемого для вторичного вскрытия, поэтому после создания депрессии содержимым контейнера в нижней части пласта в начале отстреливают нижние перфораторы, поступающий газ в скважину из нижней части пласта обеспечивает распространение депрессии на весь интервал предполагаемой перфорации, затем после увеличения объема раствора пониженой плотности (газированной смеси) и достижении им верхних перфораторов вскрывают верхнюю часть пласта. Вопрос раздельного срабатывания во времени при однократном спуске может решаться за счет жильности кабеля и другими способами замедления. Также возможно проведение дополнительного спуска перфораторов в интервал.Perforation of the entire interval at the same time is advisable when opening a relatively small interval of up to 20 meters. This value is determined conditionally, since the actual size of the simultaneously perforated interval will be determined by the size of the depression per reservoir, depending on the depth, the magnitude of the reservoir pressure, the level of the fluid in the well, and the characteristics of the chemical in the container. Separate in time, the opening of the reservoir will be required when the interval is perforated over a large length, conventionally from 20 to 400 meters. When such reservoirs are opened, the contents of the container may not be enough to create depression for the entire interval of the reservoir, which is supposed to be re-opened; therefore, after creating a depression, the bottom perforators are shot at the bottom of the formation by the contents of the container in the bottom of the formation, and gas entering the well from the bottom of the formation ensures the spread of depression for the entire interval of the proposed perforation, then after increasing the volume of the solution of low density (carbonated mixture) and reaching the upper foratorov opened upper portion of the formation. The issue of separate operation in time during a single descent can be solved due to the cable core and other slowdown methods. It is also possible to carry out an additional descent of perforators in the interval.
Разрушение защитной оболочки контейнера осуществляется принудительным путем при помощи пиропатрона, детонирующего шнура или путем саморазложения, деструкции. В зависимости от условий применения контейнер может состоять как из разрушаемой наружной защитной оболочки, так и из неразрушаемого корпуса и разрушаемой защитной оболочки внутри корпуса - мембраны. В качестве химического вещества, размещенного в контейнере, используют пенообразующие и/или газогенерирующие составы, активизирующиеся при взаимодействии с водной составляющей техногенных жидкостей, находящихся в скважине, а также их композиции.The destruction of the protective shell of the container is carried out by forced means with the help of a squib, detonating cord or by self-decomposition, destruction. Depending on the conditions of use, the container can consist of both a destructible outer protective shell, and an indestructible housing and a destructible protective shell inside the membrane. As a chemical substance placed in the container, foam-forming and / or gas-generating compositions are used that are activated by interaction with the aqueous component of the technogenic fluids located in the well, as well as their composition.
Изобретение поясняется схемами, где на фиг.1 представлена реализация способа при одновременном вскрытии продуктивного пласта, на фиг.2 представлена реализация способа при вскрытии продуктивного пласта с разделением во времени. Цифрами обозначено: 1 - скважина, 2 - НКТ, 3 - интервал перфорации (продуктивный пласт), 4 - кабель, 5 - перфораторы, 6 - контейнер, 7 - раствор пониженной плотности (газированная смесь), 8 - вскрытие продуктивного пласта, условно обозначено: Рпл. - пластовое давление, Рпз. - давление призабойной зоны, Рзаб. - давление забоя.The invention is illustrated by diagrams, where figure 1 shows the implementation of the method while opening the reservoir, figure 2 shows the implementation of the method when opening the reservoir with time division. The numbers indicate: 1 - well, 2 - tubing, 3 - perforation interval (reservoir), 4 - cable, 5 - perforators, 6 - container, 7 - low density solution (carbonated mixture), 8 - opening of the reservoir, symbolically indicated : Rpl. - reservoir pressure, RPZ. - bottomhole pressure, Rzab. - face pressure.
На фиг.1а - в скважину 1 спускают колонну НКТ 2 до интервала перфорации 3.On figa - in the
На фиг.1б - в скважину через колонну НКТ 2 на геофизическом кабеле 4 в интервал перфорации 3 спускают перфораторы 5 и контейнер 6, присоединенный к нижнему перфоратору.On figb - into the well through the
На фиг.1в - происходит разрушение защитной оболочки контейнера 6, химическое вещество создает депрессию, образуя раствор пониженной плотности (газированную смесь) 7.On figv - there is a destruction of the protective shell of the
На фиг.1г - производят вскрытие продуктивного пласта 8 перфораторами 5, поток газа из пласта вытесняет все техногенные жидкости и газированную смесь из скважины вверх.In Fig. 1d, the productive formation is opened by 8
На фиг.2а - в скважину 1 спускают колонну НКТ 2 до интервала перфорации 3.On figa - in the
На фиг.2б - в скважину через колонну НКТ 2 на геофизическом кабеле 4 в интервал перфорации 3 спускают перфораторы 5 и контейнер 6, присоединенный к нижнему перфоратору.On figb - into the well through the string of
На фиг.2в - происходит разрушение защитной оболочки контейнера 6, химическое вещество создает депрессию, образуя раствор пониженной плотности (газированную смесь) 7.On figv - there is a destruction of the protective shell of the
На фиг.2г и д - показано движение раствора пониженной плотности (газированной смеси) 7 по интервалу 3 с последовательным вскрытием продуктивного пласта 8 перфораторами 5.On fig.2d and d - shows the movement of the solution of low density (carbonated mixture) 7 in the
Депрессия или равновесие пластового давления и газа (Рпл.≥Рпз.) в интервале перфорации после выноса жидкостей поддерживается потоком газа. В случае падения или исчезновения депрессии (Рпл.<Рпз.) в интервале продуктивного пласта по причине, например, обводнения возможна повторная доставка в интервал перфорации скважины контейнера с химическим веществом и его срабатывание путем разрушения защитной оболочки контейнера, осуществляемого принудительным путем при помощи пиропатрона прикрепленного к контейнеру, причем электрический сигнал для приведения пиропатрона в действие передается через геофизический кабель. А также, как упомянуто выше, разрушение оболочки возможно при помощи детонирующего шнура или путем саморазложения, деструкции.Depression or equilibrium of reservoir pressure and gas (Rpl. ≥ Rpz.) In the perforation interval after the removal of fluids is supported by a gas stream. In the event of a fall or disappearance of depression (Rpl. <Rpz.) In the interval of the reservoir due to, for example, flooding, it is possible to re-deliver the container with the chemical substance to the perforation interval and trigger it by breaking the container’s protective shell by forcing it using the pyro cartridge attached to the container, and the electrical signal to bring the squib into action is transmitted through a geophysical cable. And also, as mentioned above, the destruction of the shell is possible using a detonating cord or by self-decomposition, destruction.
В заявляемом способе вскрытия продуктивных пластов нет жесткого требования на перевод скважины перед перфорацией на жидкость вторичного вскрытия пласта, так как скважины в основном заполнены техногенными жидкостями и водой. Однако в ряде случаев перевод скважины на жидкость вторичного вскрытия может быть необходим вследствие присутствия в интервале перфорации химических соединений, препятствующих генерации пены и созданию депрессии (зависимый пункт).In the inventive method for opening productive formations, there is no strict requirement for transferring a well before perforation onto a secondary opening fluid, since the wells are mainly filled with technogenic liquids and water. However, in some cases, the transfer of the well to the secondary opening fluid may be necessary due to the presence in the perforation interval of chemical compounds that impede foam generation and the creation of depression (dependent item).
В качестве химического вещества, размещенного в контейнере, могут быть использованы пенообразующие и/или газогенерирующие составы, активизирующиеся при взаимодействии с водной составляющей техногенных жидкостей, находящихся в скважине, а также их композиции. Вариантов и сочетаний применения различных химических пенообразующих составов достаточно много и зависят они от месторождений и конкретных скважинных условий. Так, например, используемый в буровом растворе для его утяжеления барий может образовывать соли с различными элементами, что негативно может сказаться на эксплуатации скважины. При эксплуатации газовых скважин происходит гидратообразование. Пары воды конденсируются и скапливаются в скважине, образуются твердые кристаллические вещества, называемые кристаллогидратами. Образовавшиеся гидраты могут закупорить скважину. Но при нагревании или понижении давления они быстро разлагаются на газ и воду. Поэтому при создании депрессии пенообразующим составом происходит разрушение гидратов. Также дополнительно в состав могут быть включены ингибиторы гидратообразования.As a chemical substance placed in the container, foam-forming and / or gas-generating compositions can be used that are activated by interaction with the aqueous component of the technogenic fluids located in the well, as well as their composition. There are a lot of options and combinations of using various chemical foaming compositions and they depend on the deposits and specific well conditions. So, for example, barium used in the drilling fluid to weight it can form salts with various elements, which can negatively affect the operation of the well. During the operation of gas wells, hydrate formation occurs. Water vapor condenses and accumulates in the well, forming solid crystalline substances called crystalline hydrates. Hydrates formed can clog the well. But when heated or reduced pressure, they quickly decompose into gas and water. Therefore, when creating depression with a foaming composition, hydrates are destroyed. In addition, hydrate inhibitors may be included.
Для контроля уровня жидкости в скважине и движения вспененной (газированной) жидкости могут быть применены технические средства: «эхолот» - в частично заполненной скважине, «ультразвуковой расходомер» - в заполненной скважине или по сбросу жидкости, мерной емкости.To control the liquid level in the well and the movement of foamed (carbonated) liquid, technical means can be applied: “echo sounder” - in a partially filled well, “ultrasonic flow meter” - in a filled well or by discharge of liquid, measured capacity.
Способ осуществляют следующим образом (фиг.1 и фиг.2).The method is as follows (figure 1 and figure 2).
В скважину 1 спускают колонну насосно-компрессорных труб с воронкой 2 до интервала перфорации 3. Через колонну НКТ 2 в интервал перфорации 3 производят спуск на геофизическом кабеле 4 одного или сборки, в зависимости от размера интервала, кумулятивных перфораторов 5 с присоединенным контейнером 6, заполненным химическим веществом, например пенообразующим составом или композицией газогенерирующего состава с пенообразующим. Первым срабатывает контейнер 6 путем разрушения защитной оболочки. Химическим веществом из контейнера 6 создают депрессию в интервале продуктивного пласта, образуя раствор пониженной плотности (газированную смесь) 7. Химическое вещество понижает плотность раствора, находящегося в интервале перфорации скважины, в результате чего создается депрессия (Р пл.>Р заб.). После чего производят вскрытие продуктивного пласта 8 перфораторами 5 одновременно (фиг.1) или с разделением во времени (фиг.2). После того как появилось сообщение с пластом в результате перфорации, вспененная жидкость (газированная смесь), остатки бурового раствора выносятся на поверхность потоком газаA tubing string with a
Пример осуществления способа.An example implementation of the method.
Требуется вскрыть продуктивный пласт в интервале 1250 м÷1270 м с очисткой от гидратов и остатков бурового раствора призабойной зоны.It is required to open the reservoir in the range of 1250 m ÷ 1270 m with the removal of hydrates and residual drilling mud from the bottomhole zone.
Остатками бурового раствора и воды в продуктивном интервале скважины создана репрессия (Р пл.<Р заб.) Производят спуск насосно-компрессорных труб (НКТ) 2 с воронкой до интервала перфорации 3 - на глубину 1250 м. Через колонну НКТ 2 производят спуск на геофизическом кабеле 4 в интервал перфорации 3 сборки кумулятивных перфораторов 5 длиной 20 метров, в которых кумулятивные заряды сгруппированы для минимизации разрушающего воздействия на крепь скважины, и контейнера 6 с химическим веществом длиной 3 м, прикрепленного к нижнему перфоратору любым известным способом, например механическим. Контейнер 6 заполнен двумя газовыми шашками и четырьмя пенными шашками. Спуск и привязку производят таким образом, чтобы при достижении интервала самый нижний заряд нижнего перфоратора попал в нижний край интервала 1270 м. Производят разрушение защитной оболочки контейнера 6 при помощи пиропатрона. Растворение шашек в жидкости происходит в течение 15÷30 мин. Газовые шашки при растворении вырабатывают газ (азот или ацетилен или др.), пенные шашки понижают плотность раствора, находящегося в интервале, образуя газированную смесь, и как поршень вытесняют жидкость из интервала. Вспененная жидкость (газированная смесь) движется вверх до 25 метров (расчетная величина, полученная из технических характеристик шашек) от контейнера 6, создавая депрессию в интервале продуктивного пласта (Р пл.>Р заб.). Затем производят перфорацию интервала всего одновременно. После того как появилось сообщение с пластом в результате перфорации, вспененная жидкость (газированная смесь) 7 с остатками бурового раствора из интервала перфорации выносится на поверхность потоком газа.The remains of the drilling fluid and water in the productive interval of the well created repression (P pl. <P zab.) Run the tubing (tubing) 2 with a funnel to the perforation interval 3 - to a depth of 1250 m. Through the
Claims (5)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013101291/03A RU2517250C1 (en) | 2013-01-10 | 2013-01-10 | Simulated completion method for gas well productive formations |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013101291/03A RU2517250C1 (en) | 2013-01-10 | 2013-01-10 | Simulated completion method for gas well productive formations |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2517250C1 true RU2517250C1 (en) | 2014-05-27 |
Family
ID=50779424
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013101291/03A RU2517250C1 (en) | 2013-01-10 | 2013-01-10 | Simulated completion method for gas well productive formations |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2517250C1 (en) |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4554981A (en) * | 1983-08-01 | 1985-11-26 | Hughes Tool Company | Tubing pressurized firing apparatus for a tubing conveyed perforating gun |
| SU1572084A1 (en) * | 1988-09-13 | 1996-11-20 | Всесоюзный научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт по взрывным методам геофизической разведки | Method and apparatus for well completion |
| US6543538B2 (en) * | 2000-07-18 | 2003-04-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for treating multiple wellbore intervals |
| RU2235195C1 (en) * | 2002-12-25 | 2004-08-27 | Райкевич Сергей Иосифович | Method of secondary drilling in production beds of gas wells |
| RU2289681C1 (en) * | 2005-07-28 | 2006-12-20 | ООО "Ямбурггаздобыча" | Method for performing second completion of reservoirs in gas wells |
| RU2347900C1 (en) * | 2008-01-29 | 2009-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Центр внедрения технологий" | Drilling-in method |
| RU2469180C2 (en) * | 2010-11-10 | 2012-12-10 | Ильгиз Фатыхович Садыков | Perforation and treatment method of bottom-hole zone, and device for its implementation |
-
2013
- 2013-01-10 RU RU2013101291/03A patent/RU2517250C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4554981A (en) * | 1983-08-01 | 1985-11-26 | Hughes Tool Company | Tubing pressurized firing apparatus for a tubing conveyed perforating gun |
| SU1572084A1 (en) * | 1988-09-13 | 1996-11-20 | Всесоюзный научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт по взрывным методам геофизической разведки | Method and apparatus for well completion |
| US6543538B2 (en) * | 2000-07-18 | 2003-04-08 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for treating multiple wellbore intervals |
| RU2235195C1 (en) * | 2002-12-25 | 2004-08-27 | Райкевич Сергей Иосифович | Method of secondary drilling in production beds of gas wells |
| RU2289681C1 (en) * | 2005-07-28 | 2006-12-20 | ООО "Ямбурггаздобыча" | Method for performing second completion of reservoirs in gas wells |
| RU2347900C1 (en) * | 2008-01-29 | 2009-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Центр внедрения технологий" | Drilling-in method |
| RU2469180C2 (en) * | 2010-11-10 | 2012-12-10 | Ильгиз Фатыхович Садыков | Perforation and treatment method of bottom-hole zone, and device for its implementation |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2299976C2 (en) | Method and tool string for well treatment to improve communication between reservoir and well bore (variants) | |
| US8302688B2 (en) | Method of optimizing wellbore perforations using underbalance pulsations | |
| US8082989B2 (en) | Method for impulse stimulation of oil and gas well production | |
| NO309622B1 (en) | Device and method for completing a wellbore | |
| CN102301088A (en) | Method For The Enhancement Of Injection Activities And Stimulation Of Oil And Gas Production | |
| RU2558058C1 (en) | Interval hydraulic fracturing of carbonate formation in horizontal wellbore with bottom water | |
| RU2601881C1 (en) | Method of layer multiple hydraulic fracturing in inclined borehole | |
| RU2483209C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| EA004186B1 (en) | Method for treating multiple wellbore intervals | |
| RU2539469C1 (en) | Method for multiple formation hydraulic fracturing in horizontal well shaft | |
| US10914156B2 (en) | Frac pulser system and method of use thereof | |
| RU2667240C1 (en) | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well | |
| GB2455868A (en) | Cleaning out a perforation tunnel using an energised fluid | |
| WO2015112045A1 (en) | Method and apparatus for acting on oil-saturated formations and the bottom region of a horizontal well bore | |
| RU2655309C1 (en) | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well | |
| RU2506417C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit | |
| US20160084009A1 (en) | In Situ Pump For Downhole Applications | |
| RU2331764C2 (en) | Method for bottomhole treatment of oil producing wells and device to implement such method | |
| RU2550638C1 (en) | Hydraulic fracturing method for low-permeable formation with impermeable layer and water-bearing interlayer | |
| US10156129B2 (en) | Method to create connectivity between wellbore and formation | |
| RU2517250C1 (en) | Simulated completion method for gas well productive formations | |
| RU2566883C1 (en) | Method of hydraulic treatment of coal bed | |
| RU2191886C2 (en) | Method of isolation of beds with water flows | |
| RU2483200C1 (en) | Method of hydrodynamic action on bottom-hole formation zone | |
| RU2741978C1 (en) | Method for rapid isolation of absorbing zone in well with high-flow inter-compartment flow from superhigh stratum saturated with strong brines, and packer equipment for implementation thereof |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180111 |