RU2528803C1 - Processing of bottomhole of low-cemented terrigenous bed at abnormally low bed pressure - Google Patents
Processing of bottomhole of low-cemented terrigenous bed at abnormally low bed pressure Download PDFInfo
- Publication number
- RU2528803C1 RU2528803C1 RU2013130185/03A RU2013130185A RU2528803C1 RU 2528803 C1 RU2528803 C1 RU 2528803C1 RU 2013130185/03 A RU2013130185/03 A RU 2013130185/03A RU 2013130185 A RU2013130185 A RU 2013130185A RU 2528803 C1 RU2528803 C1 RU 2528803C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- flexible pipe
- well
- water
- formation
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к обработке призабойной зоны пласта, в частности слабосцементированных терригенных отложений в условиях аномально низкого пластового давления.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to the treatment of the bottomhole formation zone, in particular weakly cemented terrigenous deposits under conditions of abnormally low reservoir pressure.
В процессе капитального ремонта скважин (КРС) технологические жидкости, используемые при ремонте, проникают в поры и капилляры призабойной зоны пласта (ПЗП), снижая ее проницаемость. Снижение проницаемости ПЗП возможно и в процессе эксплуатации скважины. Восстановление проницаемости, а также дополнительный приток газа в скважины, а следовательно и дополнительный дебит обеспечивают методы увеличения проницаемости ПЗП. Проницаемость ПЗП увеличивается за счет применения химических, механических, тепловых методов и их комбинации.In the process of overhaul of wells (KRS), the process fluids used during the repair penetrate into the pores and capillaries of the bottom-hole formation zone (PZP), reducing its permeability. Reducing the permeability of the bottomhole formation zone is also possible during the operation of the well. The restoration of permeability, as well as the additional inflow of gas into the wells, and hence the additional flow rate, are provided by methods for increasing the permeability of the bottomhole formation zone. The permeability of PZP increases due to the use of chemical, mechanical, thermal methods and their combination.
Анализ проведенных работ по интенсификации скважин, проводимых на месторождениях Западной Сибири, показывает, что самым результативным является механический метод, а именно гидравлический разрыв пласта. Однако на завершающей стадии разработки месторождений в условиях низких пластовых давлений при большой степени обводненности скважин этот метод неприменим. В этих условиях основным методом интенсификации остается химический метод, а именно кислотные обработки и обработки пласта поверхностно-активными веществами (ПАВ).An analysis of the work on the stimulation of wells conducted in the fields of Western Siberia shows that the most effective is the mechanical method, namely hydraulic fracturing. However, at the final stage of field development under conditions of low reservoir pressures with a high degree of water cut in wells, this method is not applicable. Under these conditions, the main method of intensification remains the chemical method, namely, acid treatment and treatment of the formation with surface-active substances (surfactants).
Основной целью обработки терригенных коллекторов кислотой является растворение загрязняющих породу материалов. Кислотные растворы под давлением проникают в имеющиеся в пласте мелкие поры и трещины и расширяют их. Одновременно с этим образуются новые каналы, по которым газ может проникать к забою скважины. Для кислотной обработки применяются в основном водные растворы соляной и плавиковой кислот. Основным недостатком применения водных растворов соляной и плавиковой кислот является его воздействие на загрязняющий агент в ПЗП и на скелет породы с последующим его разрушением при определенном перепаде давления. Особенно остро эта проблема стоит при интенсификации слабосцементированных пород, таких как сеноманская газовая залежь, где продуктивный пласт представлен слабосцементированным рыхлым песчаником.The main purpose of treating terrigenous reservoirs with acid is to dissolve the materials polluting the rock. Acidic solutions under pressure penetrate into the small pores and cracks existing in the formation and expand them. At the same time, new channels are formed through which gas can penetrate to the bottom of the well. For acid treatment, mainly aqueous solutions of hydrochloric and hydrofluoric acids are used. The main disadvantage of using aqueous solutions of hydrochloric and hydrofluoric acids is its effect on the contaminating agent in the bottomhole formation zone and on the skeleton of the rock, followed by its destruction at a certain pressure drop. This problem is especially acute when intensifying weakly cemented rocks, such as the Cenomanian gas reservoir, where the reservoir is represented by weakly cemented loose sandstone.
Коллекторы газовых скважин на месторождениях Западной Сибири относятся к терригенным отложениям с различной степенью сцементированности и различной степенью проницаемости. Например, сеноманскикие газовые залежи относятся к слабосцементированным терригенным коллекторам, которые по мере снижения пластового давления нуждаются в интенсификации притока углеводородов.Gas well reservoirs in Western Siberian fields are terrigenous deposits with varying degrees of cementation and varying degrees of permeability. For example, Cenomanian gas deposits belong to weakly cemented terrigenous reservoirs, which, as reservoir pressure decreases, need to intensify the flow of hydrocarbons.
Однако при соляно-кислотных обработках сеноманских залежей высока вероятность разрушения коллектора, слагающего эти залежи, в которых помимо карбонатных включений имеются окислы металлов, а также химические вещества, входящие в буровой и цементный растворы. Основная причина связана с большой агрессивностью этой кислоты. Нужна менее агрессивная кислота, реагирующая с окислами металлов и не взаимодействующая с горными породами самого пласта, не разрушая скелет коллектора, например лимонная кислота, относящаяся к классу органических кислот, таких как муравьиная или уксусная, которые в отдельности для кислотных обработок ранее не применялись, а использовались как дополнение к более сильным кислотам - соляной и плавиковой - для разглинизации интервала перфорации.However, during hydrochloric acid treatments of the Cenomanian deposits, the probability of destruction of the reservoir, which composes these deposits, in which, in addition to carbonate inclusions, contains metal oxides, as well as chemicals entering the drilling and cement mortars, is high. The main reason is associated with the great aggressiveness of this acid. We need a less aggressive acid that reacts with metal oxides and does not interact with rocks of the formation itself, without destroying the skeleton of the reservoir, for example citric acid, which belongs to the class of organic acids, such as formic or acetic, which were not previously used separately for acid treatments, but were used as an addition to stronger acids - hydrochloric and hydrofluoric - to wedge out the perforation interval.
Известны способы обработки призабойной зоны низкопроницаемого терригенного пласта, включающие закачивание различных кислотных составов в призабойную зону пласта [патенты РФ №2242604, №2247833, №2278967].Known methods for treating the bottom-hole zone of a low-permeable terrigenous formation, including pumping various acid formulations into the bottom-hole zone of the formation [RF patents No. 2242604, No. 2247833, No. 2278967].
Недостатком всех этих способов является низкая эффективность обработки призабойной зоны пласта, особенно при сильно закольматированной призабойной зоне пласта.The disadvantage of all these methods is the low efficiency of processing the bottom-hole formation zone, especially when the formation bottom-hole zone is highly cramped.
Известен способ обработки призабойной зоны низкопроницаемого терригенного пласта, включающий последовательное закачивание двух кислотных составов в призабойную зону пласта [патент РФ №2269648].A known method of processing the bottom-hole zone of a low-permeable terrigenous formation, including the sequential injection of two acid compositions in the bottom-hole zone of the formation [RF patent No. 2269648].
Недостатком этого способа является низкая эффективность обработки призабойной зоны пласта, особенно при сильно закольматированной призабойной зоне пласта и при аномально низком пластовом давлении.The disadvantage of this method is the low efficiency of processing the bottom-hole zone of the formation, especially when the well-sealed bottom-hole zone of the formation and at abnormally low formation pressure.
Известен способ обработки призабойной зоны низкопроницаемого терригенного пласта, включающий последовательное закачивание двух кислотных составов в призабойную зону пласта [патент РФ №2198290].A known method of processing the bottom-hole zone of a low-permeable terrigenous formation, including the sequential injection of two acid compositions in the bottom-hole zone of the formation [RF patent No. 2198290].
Недостатком этого способа является низкая эффективность обработки призабойной зоны пласта, особенно при сильно закольматированной призабойной зоне пласта и при аномально низком пластовом давлении.The disadvantage of this method is the low efficiency of processing the bottom-hole zone of the formation, especially when the well-sealed bottom-hole zone of the formation and at abnormally low formation pressure.
Наиболее близким техническим решением является способ обработки призабойной зоны слабосцементированного терригенного пласта, включающий закачивание в скважину кислотного состава, содержащего лимонную кислоту и неионогенное поверхностно-активное вещество ОП-10 [Дмитрук В.В., Сингуров А.А., Кононов А.В. Новый состав для интенсификации «сеноманских» скважин и результаты опытно-промышленных испытаний // Нефтегазовое дело: электронный научный журнал. - 2011. №5.-http:://www.ogbus.ru].The closest technical solution is a method for treating the bottom-hole zone of a weakly cemented terrigenous layer, including pumping into the well an acid composition containing citric acid and a non-ionic surfactant OP-10 [Dmitruk V.V., Singurov A.A., Kononov A.V. A new composition for the intensification of “Cenomanian” wells and the results of pilot industrial tests // Oil and Gas Business: electronic scientific journal. - 2011. No. 5.-http :: //www.ogbus.ru].
Недостатком способа является недостаточная эффективность обработки призабойной зоны пласта, несмотря на то, что лимонная кислота при взаимодействии с загрязняющими элементами пород коллекторов, представленными в том числе с железонесущими осадками, образует прочные хелатные комплексы, которые хорошо растворяются в воде и легко удаляются из пласта, что может привести к частичному разрушению скелета пласта. Необходимо для сохранения скелета пород-коллекторов провести закрепление железосодержащих соединений, находящихся в структуре коллектора.The disadvantage of this method is the insufficient efficiency of processing the bottom-hole zone of the formation, despite the fact that citric acid, when interacting with polluting elements of reservoir rocks, including those with iron-bearing sediments, forms strong chelate complexes that dissolve well in water and are easily removed from the formation, which may lead to partial destruction of the skeleton of the reservoir. To preserve the skeleton of reservoir rocks, it is necessary to fix iron-containing compounds in the reservoir structure.
Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в повышении эффективности обработки призабойной зоны (ОПЗ) слабосцементированного терригенного пласта.The challenge facing the creation of the invention is to increase the efficiency of processing the bottom-hole zone (BHP) of a weakly cemented terrigenous formation.
Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в восстановлении газогидродинамической связи скважины со слабосцементированным терригенным продуктивным пластом без разрушения скелета пород-коллекторов в условиях аномально низкого пластового давления (АНПД).The technical result achieved as a result of the invention is to restore the gas-hydrodynamic connection of the well with a poorly cemented terrigenous reservoir without destroying the skeleton of reservoir rocks under abnormally low reservoir pressure (ANP).
Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что при обработке призабойной зоны слабосцементированного терригенного пласта в условиях аномально низкого пластового давления (АНПД) в незаглушенную газовую скважину, находящуюся под давлением, спускают гибкую трубу (ГТ) во внутреннюю полость лифтовой колонны (ЛК) газовой скважины до забоя и проводят очистку забоя от жидкости и механических примесей технической водой, обработанной поверхностно-активным веществом (ПАВ) и гидрофобизирующей добавкой и загущенной двухпроцентным раствором карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ), осуществляют последующий подъем ГТ до нижних отверстий интервала перфорации, закачивают через ГТ в интервал перфорации при медленном подъеме ГТ до верхних отверстий интервала перфорации со скоростью 0,2 м/с кислотный состав в объеме 0,2-0,5 м3 эффективной перфорированной толщины, содержащий, мас.%: лимонная кислота 10-20; неионогенное поверхностно-активное вещество ОП-10 1-2; триллон-Б 0,2-0,5; вода - остальное, продавливают кислотный состав в пласт посредством буферной жидкости или инертного газа, поднимают ГТ и оставляют скважину на период реакции кислотного состава с кольматирующими соединениями.The task and technical result are achieved by the fact that when processing the bottom-hole zone of a weakly cemented terrigenous formation under conditions of anomalously low formation pressure (ANPD), a flexible pipe (GT) is lowered into the internal cavity of the gas column of the gas well’s lift column (LH) into an unpressed gas well under pressure. to the bottom and clean the bottom of the liquid and solids with industrial water treated with a surface-active substance (surfactant) and a water-repellent additive and thickened with two percent with a solution of carboxymethyl cellulose (CMC), carry out the subsequent rise of the HT to the lower openings of the perforation interval, pump through the HT into the perforation interval with a slow rise of the HT to the upper holes of the perforation interval at a speed of 0.2 m / s, the acid composition in a volume of 0.2-0, 5 m 3 effective perforated thickness, containing, wt.%: Citric acid 10-20; non-ionic surfactant OP-10 1-2; trillon-B 0.2-0.5; water - the rest, pushing the acidic composition into the formation by means of a buffer liquid or inert gas, raising the gas cylinder and leaving the well for the period of the reaction of the acidic composition with clogging compounds.
На чертеже представлена схема реализации заявляемого способа.The drawing shows a diagram of the implementation of the proposed method.
Способ осуществляется следующим образом.The method is as follows.
В незаглушенную газовую скважину, находящуюся под давлением, спускают гибкую трубу (ГТ) 1 во внутреннюю полость лифтовой колонны (ЛК) 2 газовой скважины до забоя 3. Осуществляют очистку забоя от жидкости и механических примесей закачиваемой через ГТ 1 технической водой, обработанной поверхностно-активным веществом (ПАВ) и гидрофобизирующей добавкой и загущенной двухпроцентным раствором карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ). После удаления жидкости и механических примесей с забоя 3 приподнимают ГТ 1 до нижних отверстий интервала перфорации 4. Закачивают через ГТ 1 в интервал перфорации 4 при медленном подъеме ГТ 1 до верхних отверстий интервала перфорации 4 со скоростью 2 м/с кислотный состав 5.A flexible pipe (GT) 1 is lowered into a silent gas well under pressure 1 into the internal cavity of an elevator string (LC) 2 of a gas well before a bottom 3. The bottom is cleaned of liquid and solids injected with surface-active technical water pumped through GT 1 substance (surfactant) and a hydrophobizing additive and a thickened two percent solution of carboxymethyl cellulose (CMC). After removing the liquid and mechanical impurities from the face 3, the GT 1 is raised to the lower holes of the perforation interval 4. Pumped through the GT 1 into the perforation interval 4 while slowly lifting the GT 1 to the upper holes of the perforation 4 at a speed of 2 m / s, the acid composition 5.
Кислотный состав 5 содержит, мас.%: лимонная кислота 10-20; неионогенное поверхностно-активное вещество ОП-10 1-2; трилон-Б 0,2-0,5; вода - остальное.The acid composition 5 contains, wt.%: Citric acid 10-20; non-ionic surfactant OP-10 1-2; Trilon-B 0.2-0.5; water is the rest.
Закачивают кислотный состав 5 в объеме 0,2-0,50 м3 эффективной перфорированной толщины пласта 6. Объем закачивания кислотного состава 5 определяется из расчета глубины кольматированной зоны. Продавливают кислотный состав 5 в пласт 6 посредством буферной жидкости 7 по радиусу. В качестве буферной жидкости 7 используют газовый конденсат или инертный газ, например азот. Поднимают ГТ 1 и оставляют скважину на период реакции кислотного состава 5 с кольматирующими соединениям, без разрушения скелета горной породой, слагающей продуктивный пласт 6.The acid composition 5 is pumped in a volume of 0.2-0.50 m 3 of the effective perforated thickness of the
Трилон Б или динатриевая соль этилендиаминтетрауксусной кислоты (комплексон-III, трилон Б, хелатон III, ЭДТА - C10H1408N2Na2∗2H2O) представляет собой белый кристаллический порошок или кристаллы белого цвета, хорошорастворимые в воде и щелочах, очень малорастворимые в спирте. Растворимость в воде при температуре 20°С составляет 100 г/л, при температуре 80°C - 230 г/л. Образует очень устойчивые комплексные соединения с большинством катионов. Молекулярная масса: 336,21. Вступает в реакцию с сильными окислителями. При хранении не допускать контакта с алюминием, цинком, никелем, медью и медными сплавами.Trilon B or disodium salt of ethylenediaminetetraacetic acid (complexon III, trilon B, chelaton III, EDTA - C10H1408N2Na2 ∗ 2H2O) is a white crystalline powder or white crystals, highly soluble in water and alkalis, very slightly soluble in alcohol. The solubility in water at a temperature of 20 ° C is 100 g / l, at a temperature of 80 ° C - 230 g / l. It forms very stable complex compounds with most cations. Molecular mass: 336.21. Reacts with strong oxidizing agents. During storage, avoid contact with aluminum, zinc, nickel, copper and copper alloys.
Трилон Б с ионами многих металлов образует устойчивые комплексы строго стехиометрического состава. С ионами трехвалентного железа образует высокоустойчивый комплекс, тем самым предотвращая их осаждение из отработанных кислотных.Trilon B with many metal ions forms stable complexes of strictly stoichiometric composition. It forms a highly stable complex with ferric ions, thereby preventing their precipitation from spent acid.
При концентрации лимонной кислоты менее 10 мас.% происходит снижение эффективности обработки, так как активного вещества не достаточно для разрушения кольматанта и поэтому придется повторять процесс обработки неоднократно, что может негативно отразиться на продуктивном коллекторе и привести к разрушению пласта и образованию песчаной пробки при освоении скважины. При концентрации более 20 мас.% лимонная кислота, разрушив кольматирующее вещество в пласте полностью, не успевает отреагировать, что экономически не целесообразно и приводит к лишним затратам материально-технических ресурсов.When the concentration of citric acid is less than 10 wt.%, The processing efficiency decreases, since the active substance is not enough to destroy the mud and therefore it is necessary to repeat the treatment process repeatedly, which can negatively affect the reservoir and lead to the destruction of the reservoir and the formation of a sand plug during well development . At a concentration of more than 20 wt.%, Citric acid, having completely destroyed the clogging substance in the formation, does not have time to react, which is not economically feasible and leads to unnecessary material and technical resources.
При концентрации неионогенного поверхностно-активного вещества ОП-10 менее 1 мас.% происходит замедление снижения поверхностного и межфазного натяжений при обработке скважин, тем самым ухудшается контакт между кислотой и породой, что приводит к снижению эффективности обработки, а при более 2 мас.% происходит ухудшение удаления из призабойной зоны отработанного кислотного раствора и продуктов реакции, включая твердые взвеси, так как повышенная концентрация ухудшает процесс пенообразования.When the concentration of non-ionic surfactant OP-10 is less than 1 wt.%, The decrease in surface and interfacial tension slows down during well treatment, thereby the contact between acid and rock deteriorates, which leads to a decrease in processing efficiency, and at more than 2 wt.% deterioration in the removal of spent acid solution and reaction products from the bottomhole zone, including solid suspensions, since an increased concentration worsens the foaming process.
При содержании Трилон Б менее 0,2 мас.% происходит недостаточное взаимодействие с ионами трехвалентного железа, что может привести к его выпаданию в осадок и кольматированию пласта, а при более 0,5 мас.% происходит то, что активное вещество не успевает отреагировать, а значит экономически не целесообразно и приводит к лишним затратам материально-технических ресурсов.When the content of Trilon B is less than 0.2 wt.%, There is insufficient interaction with ferric ions, which can lead to its sedimentation and formation matting, and at more than 0.5 wt.%, The active substance does not have time to react, which means it is not economically feasible and leads to unnecessary costs of material and technical resources.
Примеры реализации способаMethod implementation examples
Пример 1. В незаглушенную газовую скважину, находящуюся под давлением, спускают ГТ диаметром 48 мм во внутреннюю полость ЛК диаметром 168 мм до забоя глубиной 1000 м. Осуществляют очистку забоя от жидкости и механических примесей технической водой, обработанной ПАВ, например сульфанол, и гидрофобизирующей добавкой, например первоцел, и загущенной двухпроцентным раствором КМЦ. Проводят подъем ГТ до нижних отверстий интервала перфорации на глубине 900 м с закачиванием через ГТ в интервал перфорации при медленном подъеме ГТ до верхних отверстий интервала перфорации, находящихся на глубине 600 м, со скоростью 0,2 м/с кислотного состава, содержащего, мас.%: лимонная кислоту 10; неионогенное поверхностно-активное вещество ОП-10 1, трилон Б - 0,2; вода - остальное, в объеме 0,5 м3 эффективной перфорированной толщины, продавливание кислотного состава в пласт посредством буферной жидкости, например газовым конденсатом, последующий подъем ГТ и оставление скважины на период реакции кислотного состава с кольматирующими соединениями.Example 1. In a non-plugged gas well under pressure, a GT with a diameter of 48 mm is lowered into the internal cavity of an LC with a diameter of 168 mm to a bottom with a depth of 1000 m. The bottom is cleaned of liquid and solids by industrial water treated with a surfactant, such as sulfanol, and a hydrophobizing additive , for example primrose, and thickened with a two-percent solution of CMC. The GT is lifted to the lower holes of the perforation interval at a depth of 900 m with pumping through the HT to the perforation interval with a slow rise of the GT to the upper holes of the perforation interval located at a depth of 600 m at a speed of 0.2 m / s of the acid composition containing, wt. %: citric acid 10; non-ionic surfactant OP-10 1, Trilon B - 0.2; water - the rest, in the volume of 0.5 m 3 of effective perforated thickness, forcing the acid composition into the formation by means of a buffer liquid, for example, gas condensate, the subsequent rise of gas turbine and leaving the well for the period of the reaction of the acid composition with clogging compounds.
Пример 2. В незаглушенную газовую скважину, находящуюся под давлением, спускают ГТ диаметром 42 мм во внутреннюю полость ЛК диаметром 114 мм до забоя глубиной 1200 м. Осуществляют очистку забоя от жидкости и механических примесей технической водой, обработанной ПАВ, например ОП-7, и гидрофобизирующей добавкой, например ГИПХОЗ, и загущенной двухпроцентным раствором КМЦ. Проводят подъем ГТ до нижних отверстий интервала перфорации на глубине 1000 м с закачиванием через ГТ в интервал перфорации при медленном подъеме ГТ до верхних отверстий интервала перфорации, находящихся на глубине 800 м, со скоростью 0,2 м/с кислотного состава, содержащего, мас.%: лимонная кислота 15; неионогенное поверхностно-активное вещество ОП-10 1,5, трилон Б 0,3; вода - остальное, в объеме 0,3 м3 эффективной перфорированной толщины, продавливание кислотного состава в пласт посредством буферной жидкости, например газовым конденсатом, последующий подъем ГТ и оставление скважины на период реакции кислотного состава с кольматирующими соединениями.Example 2. In a non-plugged gas well, which is under pressure, a hydraulic cylinder with a diameter of 42 mm is lowered into the internal cavity of a laser cutting chamber with a diameter of 114 mm to a bottom of 1200 m deep. The bottom is cleaned of liquid and solids by industrial water treated with a surfactant, for example OP-7, and gidrofobiziruyuschey additive, such as GIPHOZ, and thickened with a two percent solution of CMC. The GT is lifted to the lower holes of the perforation interval at a depth of 1000 m with pumping through the HT to the perforation interval with a slow rise of the GT to the upper holes of the perforation interval located at a depth of 800 m at a speed of 0.2 m / s of the acid composition containing, wt. %: citric acid 15; non-ionic surfactant OP-10 1.5, Trilon B 0.3; water - the rest, in the volume of 0.3 m 3 of effective perforated thickness, forcing the acid composition into the formation by means of a buffer liquid, for example, gas condensate, the subsequent rise of gas turbine and leaving the well for the period of the reaction of the acid composition with clogging compounds.
Пример 3. В незаглушенную газовую скважину, находящуюся под давлением, спускают ГТ диаметром 33 мм во внутреннюю полость ЛК диаметром 89 мм до забоя глубиной 1400 м. Осуществляют очистку забоя от жидкости и механических примесей технической водой, обработанной ПАВ, например катапин-А, и гидрофобизирующей добавкой, например, ИВВ-1, и загущенной двухпроцентным раствором КМЦ. Проводят подъем ГТ до нижних отверстий интервала перфорации на глубине 1200 м с закачиванием через ГТ в интервал перфорации при медленном подъеме ГТ до верхних отверстий интервала перфорации, находящихся на глубине 1200 м, со скоростью 0,2 м/с кислотного состава, содержащего, мас.%: лимонная кислота 20; неионогенное поверхностно-активное вещество ОП-10 2,0, трилон Б 0,5; воду - остальное, в объеме 0,2 м3 эффективной перфорированной толщины, продавливание кислотного состава в пласт посредством инертного газа, например азотом, последующий подъем ГТ и оставление скважины на период реакции кислотного состава с кольматирующими соединениями.Example 3. In a non-plugged gas well under pressure, a GT with a diameter of 33 mm is lowered into the internal cavity of the LC 89 mm in diameter to a bottom of 1400 m in depth. The bottom is cleaned of liquid and mechanical impurities with industrial water treated with a surfactant, for example catapine-A, and hydrophobizing additive, for example, IVV-1, and thickened with a two-percent solution of CMC. The GT is lifted to the lower holes of the perforation interval at a depth of 1200 m with pumping through the HT to the perforation interval with a slow rise of the GT to the upper holes of the perforation interval located at a depth of 1200 m at a speed of 0.2 m / s of an acid composition containing, wt. %: citric acid 20; non-ionic surfactant OP-10 2.0, Trilon B 0.5; water - the rest, in the volume of 0.2 m 3 of effective perforated thickness, forcing the acid composition into the formation by means of an inert gas, for example with nitrogen, the subsequent rise of gas turbine and leaving the well for the period of the reaction of the acid composition with clogging compounds.
Использование в качестве буферной или продавочной жидкости газового конденсата способствует лучшей осушке коллектора от пластовой жидкости, тем самым способствует снижению возможности разрушения пласта и образованию песчаной пробки.The use of gas condensate as a buffer or selling fluid promotes better drainage of the reservoir from the formation fluid, thereby reducing the possibility of formation destruction and the formation of a sand plug.
Помимо этого заявляемый состав не воздействует негативно и агрессивно на оборудование скважины и колтюбинговой установки, что позволяет проводить обработки неоднократно без опасности разрушение ГТ и фонтанной арматуры.In addition, the inventive composition does not negatively and aggressively affect the equipment of the well and coiled tubing installation, which allows you to carry out processing repeatedly without danger of destruction of the GT and fountain fittings.
Использование в качестве буферной или продавочной жидкости инертного газа способствует более лучшей, чем газовый конденсат, осушке коллектора от пластовой жидкости, а последующая подача инертного газа в трубное и затрубное пространство в течение 3 ч позволяет отслеживать параметры закачки состава. Падение давления в процессе закачивания состава свидетельствует о декальматации пласта, то есть о его очистке.The use of inert gas as a buffer or squeezing liquid contributes to better drainage of the reservoir from the formation fluid than gas condensate, and the subsequent supply of inert gas to the pipe and annular space for 3 hours allows monitoring the composition injection parameters. The pressure drop during the injection of the composition indicates the decalmation of the reservoir, that is, about its cleaning.
Заявляемый способ обеспечивает повышение производительности скважин и не способствует дальнейшему разрушению скелета пород-коллекторов, препятствует образованию песчано-глинистых пробок.The inventive method provides an increase in well productivity and does not contribute to further destruction of the skeleton of reservoir rocks, prevents the formation of sand-clay plugs.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013130185/03A RU2528803C1 (en) | 2013-07-01 | 2013-07-01 | Processing of bottomhole of low-cemented terrigenous bed at abnormally low bed pressure |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013130185/03A RU2528803C1 (en) | 2013-07-01 | 2013-07-01 | Processing of bottomhole of low-cemented terrigenous bed at abnormally low bed pressure |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2528803C1 true RU2528803C1 (en) | 2014-09-20 |
Family
ID=51583079
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013130185/03A RU2528803C1 (en) | 2013-07-01 | 2013-07-01 | Processing of bottomhole of low-cemented terrigenous bed at abnormally low bed pressure |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2528803C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2614994C1 (en) * | 2016-01-18 | 2017-04-03 | Рустам Валерьевич Карапетов | Composition for acid treatment of bottom-hole terrigenous formation zone |
| RU2715281C2 (en) * | 2017-12-15 | 2020-02-26 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ноябрьск" | Composition of liquid surfactants for gas wells with low formation pressure |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5355958A (en) * | 1992-11-06 | 1994-10-18 | Halliburton Company | Low viscosity acid-in-oil emulsions and methods |
| RU2198290C1 (en) * | 2001-12-17 | 2003-02-10 | ООО "Уренгойгазпром" ОАО "Газпром" | Method of treatment of bottom-hole formation zone |
| RU2269648C1 (en) * | 2004-06-29 | 2006-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Bottomhole formation area acidizing method |
| RU2467164C2 (en) * | 2010-06-01 | 2012-11-20 | Открытое Акционерное Общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" (ОАО "НИИнефтепромхим") | Method of bottom hole formation zone processing |
-
2013
- 2013-07-01 RU RU2013130185/03A patent/RU2528803C1/en active IP Right Revival
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5355958A (en) * | 1992-11-06 | 1994-10-18 | Halliburton Company | Low viscosity acid-in-oil emulsions and methods |
| RU2198290C1 (en) * | 2001-12-17 | 2003-02-10 | ООО "Уренгойгазпром" ОАО "Газпром" | Method of treatment of bottom-hole formation zone |
| RU2269648C1 (en) * | 2004-06-29 | 2006-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Bottomhole formation area acidizing method |
| RU2467164C2 (en) * | 2010-06-01 | 2012-11-20 | Открытое Акционерное Общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" (ОАО "НИИнефтепромхим") | Method of bottom hole formation zone processing |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ДМИТРУК В. В. и др. Новый состав для интенсификации "сеноманских" скважин и результаты опытно-промышленных испытаний. Электронный журнал "Нефтегазовое дело", 2011, N 5, с. 196-205. [Найдено 2014-04-25]. Найдено в Интернет: <URL: http://www.ogbus.ru/2011_5.shtm>. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2614994C1 (en) * | 2016-01-18 | 2017-04-03 | Рустам Валерьевич Карапетов | Composition for acid treatment of bottom-hole terrigenous formation zone |
| RU2715281C2 (en) * | 2017-12-15 | 2020-02-26 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ноябрьск" | Composition of liquid surfactants for gas wells with low formation pressure |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8469099B2 (en) | Hydraulic fracturing of subterranean formations | |
| RU2512216C1 (en) | Treatment method of bottomhole zone | |
| RU2467164C2 (en) | Method of bottom hole formation zone processing | |
| RU2322578C2 (en) | Method for dynamic bottomhole zone treatment in high-temperature low-permeable reservoirs | |
| RU2528803C1 (en) | Processing of bottomhole of low-cemented terrigenous bed at abnormally low bed pressure | |
| RU2475638C1 (en) | Development method of bottom-hole zone of terrigenous oil formation | |
| RU2416024C1 (en) | Procedure for treatment of bottomhole zone of pressure well | |
| RU2368769C2 (en) | Bottom-hole formation zone treatment method | |
| RU2451175C1 (en) | Method of bottom-hole zone treatment of low-permeable terrigenous formations (versions) | |
| RU2451160C1 (en) | Method of acid treatment of bottom-hole formation zone with carbonate reservoir | |
| RU2270913C2 (en) | Method for well bottom zone treatment | |
| RU2423604C1 (en) | Procedure for development of payable carbonate bed | |
| RU2746498C1 (en) | Method of treatment of bottomhole zone of production well operated with downhole pump | |
| RU2534262C1 (en) | Interval treatment method of bottom-hole zone of oil-gas well formations | |
| RU2278967C1 (en) | Method for bottomhole zone of terrigenous formation treatment | |
| RU2743983C1 (en) | Method for treating the bottomhole zone of a production well operated by a submersible electric centrifugal pump | |
| RU2262591C1 (en) | Well bottomhole formation zone treatment method | |
| RU2717163C1 (en) | Treatment method of borehole zone of productive formation | |
| RU2427709C1 (en) | Procedure for treatment of bottomhole zone of well | |
| RU2566343C1 (en) | Method for pulse-wave treatment of productive formation, and device for its implementation | |
| RU2555173C1 (en) | Method of filter cake removal of bottom hole area of low-permeable low-temperature terrigenous reservoir | |
| RU2101483C1 (en) | Method for treating down-hole zone of well | |
| RU2679936C1 (en) | Method of cleaning bottomhole formation zone from clay formations | |
| RU2243366C2 (en) | Method for acoustic treatment of wells of system for preservation of bed pressure | |
| RU2451176C1 (en) | Method of formation bottomhole zone acid treatment |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160702 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20190110 |