RU2527419C2 - Development method for oil and gas wells - Google Patents
Development method for oil and gas wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2527419C2 RU2527419C2 RU2012139178/03A RU2012139178A RU2527419C2 RU 2527419 C2 RU2527419 C2 RU 2527419C2 RU 2012139178/03 A RU2012139178/03 A RU 2012139178/03A RU 2012139178 A RU2012139178 A RU 2012139178A RU 2527419 C2 RU2527419 C2 RU 2527419C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- acid
- fluid
- foam
- depression
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Liquid Carbonaceous Fuels (AREA)
- Degasification And Air Bubble Elimination (AREA)
- Fuel-Injection Apparatus (AREA)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при заканчивании, ремонте и реконструкции скважин на месторождениях и подземных хранилищах газа.The invention relates to the oil and gas industry and can be used in the completion, repair and reconstruction of wells in fields and underground gas storages.
Известен способ обработки призабойной зоны с последующим освоением скважины (патент РФ №2196226, E21B 43/27, опубл. 10.01.2003), включающий спуск насосно-компрессорных труб (НКТ), доставку на забой кислоты, вынос шлама и вызов притока газа. Кислоту доставляют на забой, в зону перфорации, в саморазрушающемся контейнере, которая, разъедая его или вытекая через отверстие нижнего торца, вступает в реакцию с отходами на забое и карбонатной породой в пласте, вспенивая жидкость и обеспечивая ее вынос. Над контейнером в НКТ устанавливают безопорный пакер, который распакеровывают над перфорацией эксплуатационной колонны, обеспечивая локальное действие кислоты в скважине. Недостатком данного способа является снижение продуктивности скважины, обусловленное необходимостью глушения скважины для спуска в скважину НКТ с пакером. Кроме того, доставка кислоты на забой скважины в саморазрушающемся контейнере технически затруднена.A known method of processing the bottom-hole zone with subsequent development of the well (RF patent No. 2196226, E21B 43/27, publ. 10.01.2003), including the descent of the tubing, delivery to the bottom of the acid, the removal of sludge and the flow of gas. Acid is delivered to the face, to the perforation zone, in a self-destructive container, which, corroding it or leaking through the bottom hole, reacts with waste at the face and carbonate rock in the formation, foaming the liquid and providing its removal. An unsupported packer is installed over the container in the tubing, which is unpacked over the perforation of the production string, providing a local effect of acid in the well. The disadvantage of this method is the decrease in well productivity, due to the need to kill the well for lowering the tubing with a packer. In addition, the delivery of acid to the bottom of the well in a self-destructive container is technically difficult.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому способу является способ обработки призабойной зоны скважины (патент РФ №2304710, E21B 43/27, опубл. 20.08.2007), в котором разобщают межтрубное пространство скважины над продуктивным пластом пакером. Продавку эмульсии ведут при подъеме давления и расхода до максимально допустимых значений. По достижении максимально допустимого давления снижают расход закачки. Продолжают закачку до снижения давления закачки. Закрывают скважину. Технологическую выдержку проводят в течение 20-30 ч при закрытой скважине. Стравливают давление, срывают пакер, производят свабирование в скважине до поступления в скважину жидкости с водородным показателем пластовой жидкости. Промывают и осваивают скважину. В качестве обратной нефтекислотной эмульсии используют эмульсию, содержащую, об.%: в качестве дисперсионной среды растворитель парафинов нефтяной - дистиллят 40-42, эмульгатор «Ялан-Э-1» 5-8, 22-24%-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты 50-55. Указанный способ обеспечивает повышение проникающей способности эмульсии. Недостатком известного решения является низкая эффективность при обработке призабойной зоны скважины, т.к. в этом случае для полного охвата воздействием кислоты всей длины вскрытого пласта необходимо глушить скважину и спускать НКТ с пакером до забоя, что требует применения дорогостоящего оборудования. Необходимость проведения выдержки в течение длительного времени (20 - 30 ч) также приводит к снижению эффективности данного способа. Кроме того, используемая в известном решении кислотная эмульсия не содержит газовой фазы, т.е. не является кислотной пеной, и будет поглощаться отдельными наиболее проницаемыми пропластками продуктивного пласта, что не позволит обработать весь интервал вскрытия пласта, особенно при обработке горизонтальных скважин.The closest in technical essence to the claimed method is a method of processing the bottom-hole zone of the well (RF patent No. 2304710, E21B 43/27, publ. 08/20/2007), in which the annular space of the well is disconnected above the reservoir by the packer. Emulsions are sold when pressure and flow rise to the maximum permissible values. Upon reaching the maximum allowable pressure, the injection rate is reduced. Continue the injection until the injection pressure decreases. Close the well. Technological exposure is carried out for 20-30 hours with a closed well. Relieve pressure, tear off the packer, swab in the well until the fluid enters the well with a hydrogen indicator of the formation fluid. Washed and mastered the well. As an inverse oil acid emulsion, an emulsion is used containing, vol.%: As a dispersion medium, a solvent for petroleum paraffins - distillate 40-42, emulsifier "Yalan-E-1" 5-8, 22-24% aqueous solution of inhibited hydrochloric acid 50-55. The specified method provides an increase in the penetrating ability of the emulsion. A disadvantage of the known solution is the low efficiency when processing the bottom-hole zone of the well, because in this case, to completely cover the entire length of the exposed formation by exposure to acid, it is necessary to plug the well and lower the tubing with the packer to the bottom, which requires the use of expensive equipment. The need for holding for a long time (20-30 hours) also leads to a decrease in the effectiveness of this method. In addition, the acid emulsion used in the known solution does not contain a gas phase, i.e. is not an acidic foam, and will be absorbed by some of the most permeable layers of the reservoir, which will not allow to process the entire interval of opening the formation, especially when processing horizontal wells.
Известные способы освоения скважин при их заканчивании и ремонте, в частности, при вскрытии низкопроницаемых коллекторов, либо не обеспечивают проектного дебита, либо требуют для освоения длительного времени, особенно при заканчивании и ремонте горизонтальных скважин, а также требуют применения установок по спуску и подъему труб в скважине.Known methods for developing wells when they are completed and repaired, in particular when opening low-permeability reservoirs, either do not provide the design flow rate, or require long development time, especially when completing and repairing horizontal wells, and also require the use of pipe lowering and lifting systems in well.
Задачей, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, является разработка способа освоения нефтяных и газовых скважин путем пенокислотной обработки продуктивного пласта, позволяющего сократить время освоения скважин, в т.ч. наклонно направленных и горизонтальных скважин.The problem to which the invention is directed, is to develop a method for developing oil and gas wells by foam-acid treatment of a productive formation, which allows to reduce the time of well development, including directional and horizontal wells.
Техническим результатом, на достижение которого направлено предлагаемое изобретение, является повышение эффективности освоения нефтяных и газовых скважин и увеличение их продуктивности.The technical result, the achievement of which the present invention is directed, is to increase the efficiency of development of oil and gas wells and increase their productivity.
Указанный технический результат достигается за счет того, что в предлагаемом способе освоения нефтяных и газовых скважин, включающем обработку призабойной зоны скважины путем закачки в скважину кислотной эмульсии и проведения технологической выдержки, последовательно закачивают в скважину, оборудованную колонной лифтовых труб, продавочную жидкость, высоковязкую разделительную жидкость и кислотную эмульсию. В качестве кислотной эмульсии используют кислотную пену, которую приготавливают путем газирования расчетного объема пенообразующей эмульсии, равного объему скважины в интервале вскрытия продуктивного пласта, причем пенообразующая эмульсия содержит, мас.%: дизельное топливо - 25,0; соль КСl - 10,0; поверхностно-активное вещество неонол АФ 9-12-1,0-1,5; кислоту НСl - 10,0 и воду - остальное. Степень газирования пенообразующей эмульсии регулируют, исходя из максимально допустимой депрессии на глубине кровли продуктивного пласта. Закачку кислотной пены осуществляют через межтрубное пространство скважины в интервал вскрытия продуктивного пласта. Затем кислотную пену продавливают в продуктивный пласт продавочной жидкостью, причем между продавочной жидкостью и кислотной пеной вводят высоковязкую разделительную жидкость с условной вязкостью не менее 120 с. После чего в межтрубном пространстве скважины и лифтовых трубах создают посредством продавочной жидкости избыточное давление на призабойную зону пласта с периодичностью, обеспечивающей создание чередующихся, по меньшей мере, трех циклов депрессии и репрессии на пласт, при этом проводят технологическую выдержку скважины не менее трех часов в каждом из циклов депрессии и репрессии до получения притока пластового флюида в цикле депрессии.The specified technical result is achieved due to the fact that in the proposed method for the development of oil and gas wells, which includes treatment of the bottomhole zone of the well by injecting an acid emulsion into the well and holding the process, the sequentially injected into the well equipped with a column of lift pipes, squeezing fluid, highly viscous separation fluid and acid emulsion. As the acidic emulsion, an acidic foam is used, which is prepared by carbonating the calculated volume of the foaming emulsion, equal to the volume of the well in the interval of opening the reservoir, and the foaming emulsion contains, wt.%: Diesel fuel - 25.0; KCl salt - 10.0; surfactant neonol AF 9-12-1.0-1.5; HCl acid - 10.0 and water - the rest. The degree of carbonation of the foaming emulsion is regulated based on the maximum allowable depression at the depth of the roof of the reservoir. The injection of acid foam is carried out through the annulus of the well in the interval of opening of the reservoir. Then the acid foam is forced into the reservoir with a squeezing liquid, and a high-viscosity separation liquid with a nominal viscosity of at least 120 s is introduced between the squeezing liquid and the acid foam. Then, in the annulus of the well and the lift pipes, overpressure is created through the squeezing fluid through the bottomhole formation zone with a frequency that ensures the creation of alternating at least three cycles of depression and repression on the formation, while the well is technologically aged for at least three hours in each from cycles of depression and repression to an influx of reservoir fluid in the cycle of depression.
На чертеже показана схема размещения в скважине кислотной пены, продавочной жидкости и высоковязкой разделительной жидкости в лифтовых трубах и межтрубном пространстве при освоении скважины предлагаемым способом.The drawing shows a diagram of the placement in the well of acid foam, squeezing fluid and highly viscous separation fluid in the lift pipes and annulus during the development of the well by the proposed method.
В табл.1 приведены результаты исследования влияния концентрации дизельного топлива в составе пенообразующей эмульсии на параметры кислотной пены.Table 1 shows the results of a study of the effect of the concentration of diesel fuel in the composition of the foaming emulsion on the parameters of acid foam.
В табл.2 - результаты исследования влияния концентрации ПАВ в составе пенообразующей эмульсии на параметры кислотной пены.Table 2 shows the results of a study of the effect of surfactant concentration in the composition of a foaming emulsion on the parameters of acid foam.
В табл.3 - результаты исследования влияния концентрации соли в составе пенообразующей эмульсии на параметры кислотной пены.Table 3 shows the results of a study of the effect of salt concentration in the composition of the foaming emulsion on the parameters of acid foam.
В табл.4 - результаты исследования влияния концентрации кислоты в составе пенообразующей эмульсии на параметры кислотной пены.Table 4 shows the results of a study of the effect of acid concentration in the composition of a foaming emulsion on the parameters of acid foam.
Способ осуществляют следующим образом.The method is as follows.
В скважину через межтрубное пространство 1 между зацементированной эксплуатационной колонной 2 и лифтовыми трубами 3 закачивают продавочную жидкость, в качестве которой используют или воду, или раствор полимера, или водный раствор солей. Продавочная жидкость вытесняет из скважины через лифтовые трубы 3 буровой раствор, нефть или газ (если скважина не заглушена). Затем с целью разделения продавочной жидкости и кислотной пены, для предотвращения их перемешивания, вводят в скважину высоковязкую разделительную жидкость 4 (не более 0,5 м), выполняющую функцию жидкого пакера, в качестве которой используют полимерную жидкость с условной вязкостью не менее 120 с. Затем закачивают кислотную пену, при этом уровень кислотной пены будет располагаться выше кровли 5 пласта. После этого вновь закачивают высоковязкую разделительную жидкость 4 (не более 0,5 м3). Кислотную пену продавливают продавочной жидкостью в интервал вскрытия продуктивного пласта и далее в лифтовые трубы 3. В результате лифтовые трубы 3 и межтрубное пространство 1 скважины на одинаковой глубине hпр (чертеж) заполняются продавочной жидкостью, ниже которой располагается высоковязкая разделительная жидкость высотой hв (чертеж), а еще ниже - кислотная пена. Кислотная пена вступает в химическое взаимодействие со шламовой дюной 6, стенками открытого ствола 7 скважины и зоной кольматации 8 призабойной зоны пласта (ПЗП). Кислотную пену готовят на дневной поверхности путем прокачки пенообразующей эмульсии (ПОЭ) и инертного газа (или газа из соседней скважины) через пеногенератор. В отдельных случаях кислотную пену можно получать за счет самогенерации при нагревании ПОЭ на забое скважины, что происходит при температуре пласта выше 75°C. Кислотную пену приготавливают из расчетного объема ПОЭ, равного объему скважины в интервале вскрытия продуктивного пласта (внутренний объем эксплуатационной колонны 2 за вычетом объема металла спущенных в этот интервал лифтовых труб 3). Для приготовления кислотной пены используют ПОЭ следующего состава, мас.%:Squeezing fluid is pumped into the well through the
В качестве ПАВ используют неонол АФ 9-12 (ТУ 2483-077-05766801-98). Технологические параметры ПОЭ определяют лабораторным способом путем сравнения показателей кратности (Кп) и устойчивости (Уп) для пен, приготовленных газированием различных составов ПОЭ. Кратность кислотной пены определяется как отношение объема пены (Vп) к объему ПОЭ. Устойчивость кислотной пены определяется величиной, обратной времени вытекания 50% объема ПОЭ из пленочного каркаса пены. Оптимальным считается состав ПОЭ, из которого получают пену со значениями: Кп от 2,4 до 3,7; Уп от 4,0°10-2 до 5,68°10-2 (1/с). Кислотную пену продавливают в продуктивный пласт продавочной жидкостью, которую разделяют с кислотной пеной высоковязкой разделительной жидкостью 4. Создают депрессионное воздействие на пласт (ΔРдеп), которое составляет не более 15% от величины скелетных напряжений (разность между горным и пластовым давлениями), посредством выбора необходимых плотностей кислотной пены, продавочной и вязкоупругой разделительной жидкостей.Neonol AF 9-12 (TU 2483-077-05766801-98) is used as a surfactant. The technological parameters of POE are determined in a laboratory way by comparing the multiplicity (K p ) and stability (V p ) for foams prepared by carbonation of various POE compositions. The multiplicity of acid foam is defined as the ratio of the volume of the foam (V p ) to the volume of POE. The stability of the acid foam is determined by the reciprocal of the outflow time of 50% of the volume of POE from the film frame of the foam. The optimal composition of POE is considered, from which foam is obtained with the values: K p from 2.4 to 3.7; At n from 4.0 ° 10 -2 to 5.68 ° 10 -2 (1 / s). Acid foam is pressed into the reservoir by squeezing fluid, which is shared with acid foam by a highly
где Рпл, Рзаб, Pгор соответственно пластовое, забойное, горное давления, измеренные на глубине кровли 5 продуктивного пласта. Выбор величины депрессионного давления осуществляют в соответствии с требованиями Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности (ПБ 08-624-03). Закрывают на устье скважины задвижки 9 и 10 в лифтовых трубах 3 и в межтрубном пространстве 1 соответственно, и проводят технологическую выдержку, для чего выдерживают скважину в статическом состоянии не менее 3 ч для получения притока пластового флюида. При отсутствии притока, что определяют по неизменному избыточному давлению на устье в межтрубном пространстве 1 и лифтовых трубах 3, создают репрессионное воздействие на пласт. Указанное воздействие создают путем закачки в межтрубное пространство 1 и лифтовые трубы 3 дополнительно продавочной жидкости до достижения величины давления начала проникновения кислотной пены в ПЗП. После снижения давления на устье скважины, что свидетельствует о проникновении кислотной пены в ПЗП, повторяют закачку продавочной жидкости в межтрубное пространство 1 и лифтовые трубы 3 до достижения величины первоначального избыточного давления и обеспечивают стабилизацию избыточного устьевого давления на первоначальном уровне. Установление постоянного давления продавочной жидкости на устье скважины свидетельствует о завершении процесса проникновения кислотной пены в ПЗП. Открывают задвижки 9 и 10 и сбрасывают устьевое давление до величины атмосферного путем выпуска продавочной жидкости в сборную емкость. Таким образом плавно создается депрессия на ПЗП за счет расширения кислотной пены. Рост избыточного давления на устье скважины свидетельствует о притоке пластового флюида. При отсутствии притока создают чередующиеся циклы депрессии и репрессии несколько раз (обычно не более трех раз), при этом технологическую выдержку увеличивают до 6 ч для более длительного воздействия кислотной пены на ПЗП. После освоения скважины через отверстия фильтра-хвостовика 11 продукты реакции шлама с кислотной пеной выносятся на дневную поверхность через задвижки 9 и 10.where P PL , P Zab , P gore respectively reservoir, bottomhole, rock pressure, measured at the depth of the
Предлагаемый способ не требует применения нестандартного технологического оборудования и может быть реализован с использованием серийно выпускаемых установок, в том числе для капитального и текущего ремонта скважин со спущенными в них НКТ, при наличии насосного агрегата, азотно-компрессорной станции и приемных емкостей.The proposed method does not require the use of non-standard technological equipment and can be implemented using commercially available units, including for overhaul and maintenance of wells with tubing lowered into them, in the presence of a pumping unit, nitrogen-compressor station and receiving tanks.
Пример осуществления способа.An example implementation of the method.
Осваивали наклонно-направленную газовую скважину на ПХГ, имеющую следующие параметры:They mastered a directional gas well at an underground gas storage facility having the following parameters:
Конструкция скважины:Well Design:
- эксплуатационная колонна ⌀ 168,3 мм - на глубину кровли пласта (по длине 1026 м);- production casing ⌀ 168.3 mm - to the depth of the formation roof (along the length of 1026 m);
- лифтовые трубы ⌀ 114,0 мм - на глубину кровли пласта;- lift pipes ⌀ 114.0 mm - to the depth of the formation roof;
Объем скважины в интервале вскрытия продуктивного пласта - 3,74 м3;The volume of the well in the interval of opening the reservoir - 3.74 m 3 ;
Интервал вскрытия продуктивного пласта (длина) 814÷1026 м;The opening interval of the reservoir (length) 814 ÷ 1026 m;
Статическая репрессия на пласт при его вскрытии согласно требованиям ПБ 08-624-03 для скважин глубиной до 1200 м должна быть выше пластового давления не менее чем на 10%.Static repression to the reservoir at its opening in accordance with the requirements of PB 08-624-03 for wells with a depth of up to 1200 m should be not less than 10% higher than the reservoir pressure.
Определили депрессию на пласт при освоении скважины согласно требованиям ПБ 08-624-03:Depression on the formation was determined during well development according to the requirements of PB 08-624-03:
ΔРдеп=0,10(Ргор-Рпл)÷0,15(Ргор-Рпл)=(0,10÷0,15)·(22,0-10,8)≈1,12÷1.68 МПа, т.е. для создания циклов депрессий необходимо создавать давление кислотной пеной на кровле пласта от 9,12 МПа до 9,68 МПа. Для дальнейших расчетов выбрали минимальную расчетную депрессию: ΔРдеп=1,12 МПа.ΔP dep = 0.10 (P mountains -P pl ) ÷ 0.15 (P mountains -P pl ) = (0.10 ÷ 0.15) · (22.0-10.8) ≈1.12 ÷ 1.68 MPa, i.e. to create cycles of depressions, it is necessary to create an acid foam pressure on the formation roof from 9.12 MPa to 9.68 MPa. For further calculations, the minimum calculated depression was chosen: ΔР dep = 1.12 MPa.
Закачали в скважину через межтрубное пространство продавочную жидкость, плотность которой ρж=1460 кг/м3. Такая плотность позволяет обеспечить заданное 10%-ное противодавление на глубине кровли продуктивного пласта. После получения циркуляции из лифтовых труб закачали в межтрубное пространство скважины 0,5 м3 высоковязкой разделительной жидкости, в качестве которой использовали водный раствор полимера с условной вязкостью не менее 120 с.Pumped into the well through the annular space squeezing liquid whose density ρ w = 1460 kg / m 3. This density allows you to provide a specified 10% back pressure at the depth of the roof of the reservoir. After obtaining circulation from the elevator pipes, 0.5 m 3 of high viscosity separation liquid was pumped into the annulus of the well, which was used as an aqueous polymer solution with a nominal viscosity of at least 120 s.
На устье скважины (поскольку температура пласта 26°C) приготовили кислотную пену. Использовали пенообразующую эмульсию следующего состава, мас.%:At the wellhead (since the formation temperature is 26 ° C), acid foam was prepared. Used foaming emulsion of the following composition, wt.%:
Объем ПОЭ, необходимый для обработки ПЗП в интервале вскрытия горизонтального ствола, составляет 3,74 м3. Степень газирования пенообразующей эмульсии αпоэ приняли равной 20. Кислотную пену приготавливали подачей азота путем прокачки азотно-компрессорной установкой типа ТГА-10/251 производства компании «ТЕГАС» (г. Краснодар). Расход азота при этом составляет 10 м3/мин при давлении нагнетания 25 МПа. Расход ПОЭ для получения кислотной пены составляет 0,5 м3/мин.The volume of POE required to process the PPP in the interval of opening the horizontal trunk is 3.74 m 3 . The degree of aeration of the foaming emulsion α poet was assumed to be 20. Acid foam was prepared by supplying nitrogen by pumping with a nitrogen compressor unit of the TGA-10/251 type manufactured by TEGAS company (Krasnodar). The nitrogen flow rate is 10 m 3 / min at an injection pressure of 25 MPa. The consumption of POE for the production of acid foam is 0.5 m 3 / min.
Закачали через межтрубное пространство в скважину кислотную пену в объеме, по пенообразующей эмульсии, 3,74 м3, после чего закачали 0,5 м3 вязкоупругой разделительной жидкости. Кислотную пену продавили в интервал вскрытия продуктивного пласта продавочной жидкостью, причем суммарный объем продавочной жидкости и вязкоупругой жидкости составил 14,0 м. Затем межтрубное пространство и лифтовые трубы закрыли и проводили технологическую выдержку скважины для установления статического равновесия столбов жидкости в лифтовых трубах и межтрубном пространстве. Провели три технологических выдержки по три часа. Далее освоили скважину. После увеличения давления в лифтовых трубах, что свидетельствовало о притоке пластового флюида, в межтрубное пространство скважины закачивали газ из соседней скважины и вытесняли продавочную и вязкоупругую разделительную жидкости в приемную емкость, а кислотную пену - в другую приемную емкость. Отработали и исследовали скважину на пяти режимах, после чего передали ее в эксплуатацию.3.74 m 3 of acidic foam was pumped through the annulus into the well in a volume of foaming emulsion, after which 0.5 m 3 of viscoelastic separation fluid was pumped. Acid foam was squeezed into the opening interval of the reservoir by squeezing fluid, and the total volume of squeezing fluid and viscoelastic fluid was 14.0 m.Then the annulus and lift pipes were closed and the borehole was subjected to technological exposure to establish the static equilibrium of the liquid columns in the lift pipes and annulus. Spent three technological excerpts for three hours. Then they mastered the well. After the pressure in the elevator pipes increased, which indicated the flow of formation fluid, gas was pumped from the neighboring well into the annulus and displaced the squeezing and viscoelastic separation fluid into the receiving tank, and the acid foam into another receiving tank. We tested and tested the well in five modes, after which it was put into operation.
Степень освоения скважины определяли по величине удельной продуктивности скважины до и после ее обработки. Удельная продуктивность - это продуктивность, отнесенная к одному метру вскрытой толщины (длины) продуктивного пласта:The degree of well development was determined by the value of the specific productivity of the well before and after its processing. Specific productivity is productivity related to one meter of the uncovered thickness (length) of the reservoir:
где Кпрод - удельный коэффициент продуктивности;where K prod - specific productivity coefficient;
Q - дебит скважины;Q is the flow rate of the well;
Рпл и Рзаб - пластовое и забойное давление соответственно; Lпр - вскрытая толщина (длина) продуктивного пласта.R PL and R Zab - reservoir and bottomhole pressure, respectively; L ave - tampering thickness (length) of the producing formation.
Реализация предлагаемого способа на данной наклонно-направленной газовой скважине позволила увеличить удельную продуктивность более чем в 4 раза.Implementation of the proposed method on this directional gas well allowed to increase specific productivity by more than 4 times.
Предлагаемый способ позволяет повысить эффективность освоения нефтяных и газовых скважин за счет уменьшения времени воздействия кислотной пены на пласт и за счет отсутствия необходимости применения дорогостоящего оборудования, а также обеспечивает повышение продуктивности скважин за счет увеличения интервала обработки, в т.ч. в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах.The proposed method allows to increase the efficiency of development of oil and gas wells by reducing the time of exposure of acid foam to the reservoir and by eliminating the need for the use of expensive equipment, as well as increasing the productivity of wells by increasing the processing interval, including in directional and horizontal wells.
Таблица 2table 2
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012139178/03A RU2527419C2 (en) | 2012-09-13 | 2012-09-13 | Development method for oil and gas wells |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012139178/03A RU2527419C2 (en) | 2012-09-13 | 2012-09-13 | Development method for oil and gas wells |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2012139178A RU2012139178A (en) | 2014-03-20 |
RU2527419C2 true RU2527419C2 (en) | 2014-08-27 |
Family
ID=50279989
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2012139178/03A RU2527419C2 (en) | 2012-09-13 | 2012-09-13 | Development method for oil and gas wells |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2527419C2 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2811132C1 (en) * | 2023-08-07 | 2024-01-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing carbonate reservoir in oil field |
Families Citing this family (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN109388771B (en) * | 2017-08-03 | 2023-05-02 | 中国石油化工股份有限公司 | Calculation method for production parameters of deep thickened oil foam oil viscosity-reducing huff-puff well |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5979557A (en) * | 1996-10-09 | 1999-11-09 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for limiting the inflow of formation water and for stimulating subterranean formations |
RU2196226C2 (en) * | 2000-07-24 | 2003-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Кубаньгазпром" | Method of treating bottom-hole formation zone with subsequent completion of well |
RU2304710C1 (en) * | 2006-09-19 | 2007-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well bottom zone treatment process |
RU2351630C2 (en) * | 2007-05-03 | 2009-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Gas generating foam compound for treatment of bottomhole zone of formation (versions) |
RU2451169C1 (en) * | 2011-05-05 | 2012-05-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Method of formation face zone development |
-
2012
- 2012-09-13 RU RU2012139178/03A patent/RU2527419C2/en active
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5979557A (en) * | 1996-10-09 | 1999-11-09 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for limiting the inflow of formation water and for stimulating subterranean formations |
RU2196226C2 (en) * | 2000-07-24 | 2003-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Кубаньгазпром" | Method of treating bottom-hole formation zone with subsequent completion of well |
RU2304710C1 (en) * | 2006-09-19 | 2007-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well bottom zone treatment process |
RU2351630C2 (en) * | 2007-05-03 | 2009-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Gas generating foam compound for treatment of bottomhole zone of formation (versions) |
RU2451169C1 (en) * | 2011-05-05 | 2012-05-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Method of formation face zone development |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2811132C1 (en) * | 2023-08-07 | 2024-01-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing carbonate reservoir in oil field |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2012139178A (en) | 2014-03-20 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US10961435B2 (en) | Hydrocarbon recovery using complex water and carbon dioxide emulsions | |
US8016039B2 (en) | Method of reducing water influx into gas wells | |
RU2478164C1 (en) | Development method of oil deposit located above gas deposit and separated from it with non-permeable interlayer | |
US11458419B2 (en) | Emulsion system utilizing nitrogen and heat to treat deep water blockage | |
RU2645058C1 (en) | Method for development of high-viscous oil deposit with cyclic steam soaking | |
RU2527419C2 (en) | Development method for oil and gas wells | |
RU2610967C1 (en) | Method of selective treatment of productive carbonate formation | |
RU2457323C1 (en) | Hydraulic fracturing method of low-permeable bed with clay layers | |
RU2750458C1 (en) | Method for developing hydrocarbon deposits by cyclic gas injection | |
RU2638668C1 (en) | Method of thermofoam-acid treatment of near-well zone of carbonate reservoir | |
RU2472925C1 (en) | Stimulation method of formation fluid influx from well | |
RU2645688C1 (en) | Carbonate formation hydraulic fracturing method | |
US20230033325A1 (en) | Method for preventing stratal water from breaking through into bottom holes of wells | |
RU2485302C1 (en) | Stimulation method of formation fluid influx from well | |
RU2754552C1 (en) | Production well killing method (options) | |
RU2485305C1 (en) | Stimulation method of formation fluid influx from well | |
RU2680089C1 (en) | Superhigh viscosity oil with aquifers deposit development method | |
US11920446B2 (en) | Methods for foam and gel injections into a well and enhanced foaming and gelations techniques | |
RU2451172C1 (en) | Method of well development by creating depression on formation | |
RU2742090C1 (en) | Method of pumping binary mixtures into formation | |
RU2724705C1 (en) | Method of intensification of well operation after its construction | |
RU2584440C1 (en) | Method of repairing well | |
RU2278955C1 (en) | Method for deep-earth hydrocarbon fluid inflow intensification | |
RU2470150C1 (en) | Method of causing fluid intrusion from well | |
Faissal et al. | Bull Heading Method without Heavy Well Intervention for Annulus Cementing to Create Well Barrier prior to Shallow Zone Perforation in Mahakam Fields |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PD4A | Correction of name of patent owner | ||
PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20180517 |