RU2584440C1

RU2584440C1 - Method of repairing well

Info

Publication number: RU2584440C1
Application number: RU2015127882/03A
Authority: RU
Inventors: Наиль Габдулбариевич Ибрагимов; Айрат Рафкатович Рахманов; Евгений Сергеевич Савельев; Дмитрий Петрович Зайцев; Руслан Шамилович Абсалямов
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority date: 2015-07-10
Filing date: 2015-07-10
Publication date: 2016-05-20

Abstract

FIELD: oil industry.

SUBSTANCE: invention relates to oil industry and can be used during well cleaning. Method includes washing of a bottomhole by circulation of detergent composition in the well along a flexible pipe and a tubing string. Bottomhole is washed by formation water until discharge of its part, then - by gas-liquid mixture; then, the pressure is released to the atmospheric value; formation water is added into the well; detergent composition of formation water, water-soluble surfactant "ITPS-04-A" and organic solvent "MIA-prom" is pumped via the tubing string and is extracted via a flexible pipe inside the tubing string; after that, the well is filled with a solution of surfactant ML-81B in formation water, foamed to 40-60 % by air with the amount of oxygen less than 9 %; then the well is washed by circulation of the said solution, reaction products are washed away by direct and reverse flushing, the pressure is released to atmospheric value, the well is filled with formation water, the bed intake is determined, mud acid is pumped into the bottomhole zone; then, there is carried out dwell for reaction; reaction products are washed away with a solution of surfactant ML-81B in formation water, foamed to 40-60 % by air with the amount of oxygen less than 9 %; then the bed intake is determined.

EFFECT: higher efficiency of well cleaning.

1 cl

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при очистке скважины.The invention relates to the oil industry and may find application in well cleaning.

Известен способ удаления асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) и диспергирования их в нефтепромысловом оборудовании. Реагент-ингибитор подают в затрубное пространство в количестве 0,5-20 мас. % от объема нефти в откачиваемой продукции, заключенной во внутренней полости насосно-компрессорных труб и в затрубном пространстве от динамического уровня до приема насоса. Работу глубинного насоса осуществляют по замкнутому кольцу - насосные трубы и выкидная линия, по которому и циркулирует смесь откачиваемой продукции с реагентом. Использование изобретения повышает эффективность ингибирования АСПО и увеличение объема добываемой продукции (Патент РФ №2132450, опублик. 27.06.1999).A known method of removing asphalt-resin-paraffin deposits (AFS) and dispersing them in oilfield equipment. The inhibitor reagent is fed into the annulus in an amount of 0.5-20 wt. % of the volume of oil in the pumped-out products enclosed in the internal cavity of the tubing and in the annulus from the dynamic level to the pump intake. The work of the deep pump is carried out in a closed ring - pump pipes and flow line, through which the mixture of pumped products with a reagent circulates. The use of the invention increases the efficiency of inhibition of paraffin and an increase in the volume of extracted products (RF Patent No. 2132450, published. 06/27/1999).

Недостатком известного способа является необходимость применения глубинного насоса для циркуляции реагентов в скважине, тогда как весьма часто отложения накапливаются именно в насосе, препятствуя его работе.The disadvantage of this method is the need to use a deep pump for the circulation of reagents in the well, while very often deposits accumulate in the pump, interfering with its operation.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ ремонта скважины, согласно которому проводят циркуляцию моющей композиции в скважине в течение 3-6 часов при расходе 5-10 л/с, после чего проводят вымывание продуктов реакции из скважины водой в объеме скважины и промывку забоя водой в объеме не менее 1,5 объемов скважины, при этом в качестве моющей композиции используют смесь, содержащую, об. ч.: растворитель АСПО «ИНТАТ-4» в количестве 100-360, реагент ИТПС-04-А в количестве 45-60, техническую воду плотностью от 1,0 до 1,18 г/см³ - 1000 (патент РФ №2455463, кл. Е21В 37/06, опубл. 10.07.2012 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of repairing a well, according to which the washing composition is circulated in the well for 3-6 hours at a flow rate of 5-10 l / s, after which the reaction products are washed out with water in the volume of the well and flushed bottom hole in a volume of at least 1.5 volumes of the well, while a mixture containing, vol. hours: solvent ASPO "INTAT-4" in an amount of 100-360, reagent ITPS-04-A in an amount of 45-60, industrial water with a density of 1.0 to 1.18 g / cm ³ - 1000 (RF patent No. 2455463 , CL ЕВВ 37/06, publ. 10.07.2012 - prototype).

При использовании гибкой трубы выполняют ее расхаживание в процессе циркуляции в пределах от забоя скважины до кровли продуктивного пласта.When using a flexible pipe, it is paced during the circulation process from the bottom of the well to the roof of the reservoir.

Известный способ обладает невысокой эффективностью при очистке скважины, полностью потерявшей приемистость из-за кольматации околоскважинной зоны АСПО.The known method has low efficiency in cleaning a well that has completely lost injectivity due to the mudding of the near-wellbore area of the paraffin deposit.

В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности очистки скважины.The proposed invention solves the problem of increasing the efficiency of well cleaning.

Задача решается тем, что в способе ремонта скважины, включающем промывку забоя циркуляцией моющей композиции в скважине по гибкой трубе и колонне насосно-компрессорных труб, согласно изобретению промывают забой пластовой водой до ухода не менее 4 м³ пластовой воды в пласт, затем промывают газожидкостной смесью с объемом газа 25-55% в объеме 1-2 объемов скважины, стравливают давление в скважине до атмосферного, доливают в скважину пластовую воду до устья, прокачивают по гибкой трубе и отбирают внутри колонны насосно-компрессорных труб моющую композицию из пластовой воды, водорастворимого поверхностно-активного вещества "ИТПС-04-А" и органического растворителя, заполняют скважину раствором поверхностно-активного вещества МЛ-81Б в пластовой воде, вспененным до 40-60% воздухом с количеством кислорода менее 9%, промывают скважину циркуляцией указанного раствора, вымывают продукты реакции прямой и обратной промывкой, стравливают давление в скважине до атмосферного, заполняют скважину пластовой водой, определяют приемистость пласта, закачивают в призабойную зону глинокислоту, проводят выдержку на реагирование, вымывают продукты реакции раствором поверхностно-активного вещества МЛ-81Б в пластовой воде, вспененным до 40-60% воздухом с количеством кислорода менее 9%, определяют приемистость пласта.The problem is solved in that in a method of repairing a well, including flushing the face with a circulation of the detergent composition in the well through a flexible pipe and tubing string, according to the invention, the face is washed with produced water until at least 4 m ^{3 of} produced water goes into the formation, then it is washed with a gas-liquid mixture with a gas volume of 25-55% in the volume of 1-2 well volumes, vent the well to atmospheric pressure, add formation water to the well to the wellhead, pump it through a flexible pipe, and clean the washing tubing inside the tubing string a composition of produced water, ITPS-04-A water-soluble surfactant and an organic solvent, fill the well with a solution of the ML-81B surfactant in produced water, foamed up to 40-60% air with less than 9% oxygen, washed borehole circulation of the specified solution, wash the reaction products with direct and reverse washing, release the pressure in the borehole to atmospheric pressure, fill the borehole with produced water, determine the injectivity of the formation, inject clay clay into the bottomhole zone, wire ny shutter to react, washed products of the reaction solution of the surfactant-ML 81B in formation water, foamed up with air of 40-60% oxygen amount less than 9%, determine injectivity of the formation.

Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION

При применении межскважинной перекачки жидкости, т.е. при перекачке пластовой воды от скважины-донора в скважину-акцептор, никакая подготовка пластовой воды не производится и все асфальтосмолопарафинистые вещества попадают с забоя скважины-донора на забой скважины-акцептора, т.е. нагнетательной скважины. Превышение предельно допустимой концентрации нефтепродуктов и асфальтосмолопарафинистых веществ в закачиваемой воде превышает допустимые значения в 1000-1500 раз. При этом интервалы перфорации нагнетательной скважины полностью кольматируются до полного отсутствия приемистости. Забойное и пластовое давление уменьшается. Эта проблема характерна для многих скважин с межскважинной перекачкой. Очистить такую скважину известными способами не удается или удается с большими трудностями. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности очистки скважины. Задача решается следующим образом.When using cross-hole pumping fluid, i.e. when pumping produced water from a donor well to an acceptor well, no treatment of produced water is performed and all asphalt-resin-paraffin substances flow from the bottom of the donor well to the bottom of the acceptor well, i.e. injection well. Exceeding the maximum permissible concentration of oil products and asphalt-resin-paraffin substances in the injected water exceeds the permissible values by 1000-1500 times. In this case, the intervals of perforation of the injection well are completely clogged up to the complete absence of throttle response. Downhole and reservoir pressure decreases. This problem is typical for many wells with cross-pumping. It is not possible to clean such a well by known methods or succeeds with great difficulties. The proposed invention solves the problem of increasing the efficiency of well cleaning. The problem is solved as follows.

После полной потери приемистости останавливают нагнетательную скважину, снабжают скважину колонной насосно-компрессорных труб, внутри которой спускают гибкую трубу до забоя скважины. По гибкой трубе прокачивают и по колонне насосно-компрессорных труб отбирают промывочную жидкость - пластовую воду данного месторождения, т.е. вызывают циркуляцию и промывают прямой промывкой забой в объеме 6-7 м³. Отмечают уход воды в объеме 50-60% используемой жидкости. Затем промывают скважину прямой промывкой с аэрацией пластовой воды с расходом 3 л/с при давлении Рначальное/рабочее/конечное (Рн/р/к)=2/12/7 МПа аэрированной жидкостью. На начальном этапе промывки объемное соотношение газа в пластовой воде поддерживают 50/50. Качество пены поддерживают на уровне 50-60%, т.е. практически максимальные значения пластовой воды в газожидкостной смеси. Это применяют, чтобы избежать резкого увеличения депрессии на пласт. Далее после выхода на режим количество подаваемой пластовой воды сокращают до 20%, т.е. получают соотношение газа и пластовой воды соответственно 80% и 20%. Промывают скважину с применением бустерного агрегата в объеме порядка 14-18 м³. На выходе из скважины в пластовой воде наблюдают неорганические соли и асфальтосмолопарафинистые вещества. Стравливают давление в скважине до атмосферного давления, доливают в скважину пластовую воду в объеме порядка 3-5 м³. Затаривают в приемный бункер бустерного агрегата моющую композицию, состоящую из смеси водорастворимого поверхностно-активного вещества "ИТПС-04-А" в объеме 290 л (масса 290 кг, т.к. его плотность 1,0 г/см³), и органического растворителя в объеме 2,34 м³ (плотность растворителя 0,785 г/см³). В качестве органического растворителя используют «МИА-пром» или его смесь с РПН. «МИА-пром» представляет собой ……… РПН представляет собой бензиновую фракцию, получаемую в процессе стабилизации (ректификацией или сепарацией) нефти в ректификационных колоннах на установках комплексной подготовки нефти, с последующим добавлением стабильной нефти в количестве до 3% по объему и применяется в качестве растворителя парафинов при промывке нефтяных скважин (ТУ 0251-062-00151638-2006).After a complete loss of injectivity, the injection well is stopped, the well is supplied with a tubing string, inside of which the flexible pipe is lowered to the bottom of the well. Pumping through a flexible pipe and flushing fluid - formation water of a given field, i.e. cause circulation and washed with direct washing the face in a volume of 6-7 m ³ . Note the departure of water in the amount of 50-60% of the liquid used. Then, the well is washed by direct washing with aeration of produced water with a flow rate of 3 l / s at a pressure of Initial / working / final (Rn / r / k) = 2/12/7 MPa with an aerated liquid. At the initial stage of washing, the volume ratio of gas in the produced water is maintained at 50/50. The quality of the foam is maintained at a level of 50-60%, i.e. almost maximum values of produced water in a gas-liquid mixture. This is used to avoid a sharp increase in depression on the formation. Further, after entering the regime, the amount of produced formation water is reduced to 20%, i.e. get the ratio of gas and produced water, respectively, 80% and 20%. The well is washed using a booster unit in the amount of about 14-18 m ³ . Inorganic salts and asphalt-resin-paraffin substances are observed at the outlet from the well in produced water. Bleed the pressure in the well to atmospheric pressure, add formation water to the well in a volume of about 3-5 m ³ . A washing composition consisting of a mixture of a water-soluble surfactant "ITPS-04-A" in a volume of 290 l (weight 290 kg, since its density is 1.0 g / cm ³ ) is filled into the receiving hopper of the booster unit, and organic solvent in a volume of 2.34 m ³ (solvent density 0.785 g / cm ³ ). As an organic solvent use "MIA-prom" or its mixture with on-load tap-changer. "MIA-prom" is .......... RPN is a gasoline fraction obtained in the process of stabilization (distillation or separation) of oil in distillation columns at complex oil treatment plants, followed by the addition of stable oil in an amount of up to 3% by volume and is used in as a paraffin solvent when flushing oil wells (TU 0251-062-00151638-2006).

Заполняют скважину (а точнее, объем ГТ и кольцевое пространство между НКТ и ГТ + подпакерная зона до искусственного забоя) по колонне гибких труб ГТ газожидкостной смесью, полученную вспениванием на 40-60% в бустерном агрегате моющей композиции и 0,1-0,3%-ного раствора МЛ-81Б в пластовой воде в объеме порядка 3 м³. МЛ-81Б и водорастворимый ПАВ «ИТПС-04-А» помимо всего играют роль вспенивателя при аэрации. В качестве вспенивающего газа применяют воздух с пониженным содержанием кислорода, получаемый в газогенераторе путем сжигания атмосферного воздуха. Содержание кислорода в получаемой смеси газов не превышает 9%. Рабочие давления на устье скважины в процессе обработки составляет от 13 до 15 МПа, давление Рн/р/к=3/13-15/7 МПа, расход газожидкостной смеси при этом в пределах от 3 до 4 л/с. Циркулируют раствор через бункер бустерного агрегата в течение пяти часов, вымывают продукты реакции комбинированной промывкой (прямой 0,5 объема скважины и обратной 1.5 объема скважины промывки). Возможно применять оба способа промывки по отдельности, но обязательным условием при этом является расхаживание гибкой трубы в интервале от башмака колонны насосно-компрессорных труб с заходом компоновки выше башмака, либо стоп-кольца, установленного на башмаке, на 1-2 м в колонну до искусственного забоя. Цель расхаживания - обеспечить прохождение крупного забойного шлама в кольцевое пространство между гибкой трубой и колонной насосно-компрессорных труб. При промывке отмечался выход фрагментов резиновых манжет ранее применявшегося при ремонте технологического пакера, перфорационных колец т.п. Общий объем промывки составляет в среднем от 9 до 16 м³(2 объема пространства, где происходит циркуляция). Один объем промывки равен сумме объема колонны насосно-компрессорных труб и объема подпакерного (или если пакера нет - объема эксплуатационной колонны от башмака колонны и до искусственного забоя) пространства. Стравливают давление из скважины, заполняют пластовой водой в объеме 4 м³. Определяют приемистость пласта при давлении 13 МПа - принимает падением давления на 1 МПа за 30 минут. Производят обработку призабойной (околоскважинной) зоны пласта закачкой глинокислотной композиции марки ГК-НЛ в объеме 4 м³ (Рн=13 МПа, Рк=12 МПа). После реагирования вымывают продукты реакции аэрированной на 40-60% жидкостью на основе 0,1-0,3%-ного раствора МЛ-81Б в пластовой воде с применением бустерного агрегата комбинированной промывкой. Расход газожидкостной смеси при промывке забоя поддерживают в пределах 3-4 л/с при давлении циркуляции Рн/р/к=2/12/7 МПа. Содержание газа в газожидкостной смеси при выходе на режим доводят до 20-30%. Таким образом добиваются того, что уход и излив при промывке отсутствуют. На выходе грязная вода с содержанием твердых взвешенных частиц не более 70 г/литр. Определяют приемистость пласта, поднимают гибкую трубу.The well is filled (more precisely, the volume of the HT and the annular space between the tubing and the GT + subpacker zone before artificial bottom) along the string of flexible pipes of the GT with a gas-liquid mixture obtained by foaming by 40-60% in the booster unit of the washing composition and 0.1-0.3 % solution of ML-81B in produced water in a volume of about 3 m ³ . ML-81B and the water-soluble surfactant ITPS-04-A, in addition to all, play the role of a blowing agent in aeration. As foaming gas, air with a low oxygen content is used, obtained in a gas generator by burning atmospheric air. The oxygen content in the resulting gas mixture does not exceed 9%. The working pressure at the wellhead during processing is from 13 to 15 MPa, pressure Rn / r / k = 3 / 13-15 / 7 MPa, the flow rate of the gas-liquid mixture in the range from 3 to 4 l / s. The solution is circulated through the hopper of the booster unit for five hours, the reaction products are washed with combined washing (direct 0.5 well volume and reverse 1.5 wash well volume). It is possible to use both flushing methods separately, but a prerequisite for this is to walk the flexible pipe in the interval from the shoe of the tubing string with the fit approaching above the shoe, or the stop ring mounted on the shoe, 1-2 m into the string to the artificial slaughter. The purpose of pacing is to ensure the passage of large bottomhole sludge into the annular space between the flexible pipe and the tubing string. During washing, the release of fragments of rubber cuffs previously used in the repair of the technological packer, perforation rings, etc., was noted. The total flushing volume is on average from 9 to 16 m ³ (2 volumes of the space where the circulation takes place). One flushing volume is equal to the sum of the volume of the tubing string and the volume of the sub-packer (or, if there is no packer, volume of the production string from the shoe of the string to the artificial bottom) of the space. Relieve pressure from the well, fill with formation water in a volume of 4 m ³ . The injectivity of the formation is determined at a pressure of 13 MPa - it is taken by a pressure drop of 1 MPa in 30 minutes. The bottom-hole (near-wellbore) zone of the formation is treated by injection of a clay acid composition of the GK-NL brand in a volume of 4 m ³ (Pn = 13 MPa, Pk = 12 MPa). After the reaction, the reaction products are washed out with a 40-60% aerated liquid based on a 0.1-0.3% solution of ML-81B in produced water using a booster unit by combined washing. The flow rate of the gas-liquid mixture during washing of the face is maintained within 3-4 l / s at a pressure of circulation Рн / р / к = 2/12/7 MPa. The gas content in the gas-liquid mixture when entering the mode is adjusted to 20-30%. Thus, it is ensured that there is no care and spout when flushing. The output is dirty water with a suspended solids content of not more than 70 g / liter. The injectivity of the formation is determined, a flexible pipe is lifted.

В качестве органического растворителя используют МИА-пром или его смесь с растворителем парафинов нефтяным (РПН).As an organic solvent, MIA-prom or a mixture thereof with a petroleum paraffin solvent (RPN) is used.

МИА-пром представляет собой композиционную смесь парафиновых углеводородов и ароматических углеводородов (ТУ 2458-011-27913102-2001).MIA-prom is a composite mixture of paraffin hydrocarbons and aromatic hydrocarbons (TU 2458-011-27913102-2001).

РПН представляет собой бензиновую фракцию, получаемую в процессе стабилизации (ректификацией или сепарацией) нефти в ректификационных колоннах на установках комплексной подготовки нефти с последующим добавлением стабильной нефти (ТУ 0251-062-00151638-2006).The on-load tap-changer is a gasoline fraction obtained in the process of stabilization (distillation or separation) of oil in distillation columns at complex oil treatment plants with the subsequent addition of stable oil (TU 0251-062-00151638-2006).

В результате удается очистить скважину и возобновить начальную приемистость скважины.As a result, it is possible to clean the well and resume the initial injectivity of the well.

Пример конкретного выполненияConcrete example

Нагнетательная скважина предназначена для одновременно раздельной закачки жидкости в два продуктивных пласта. Скважина обсажена эксплуатационной колонной диаметром 168 мм. Искусственный забой - 1757,2 м. Интервалы перфорации 1140,2-1141,9 м, 1142,6-1144,4 м, 1145,1-1146,1 м, 1745,8-1747,4 м, 1747,4-1749,3 м. В скважину спущены 2 колонны насосно-компрессорных труб. Первая длинная колонна имеет наружный диаметр 60 мм, с эксплуатационным пакером спущена до глубины 1728 м, пакер установлен на глубине 1725 м. Вторая короткая колонна спущена в кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и длинной колонной до глубины 1111,3 м, ее наружный диаметр 48 мм. Цель ремонта - очистка стенок эксплуатационной колонны и колонны насосно-компрессорных труб от АСПО, обработка призабойной зоны продуктивного пласта.The injection well is designed for simultaneous separate injection of fluid into two reservoirs. The well was cased with a production string with a diameter of 168 mm. Artificial slaughter - 1757.2 m. Perforation intervals 1140.2-1141.9 m, 1142.6-1144.4 m, 1145.1-1146.1 m, 1745.8-1747.4 m, 1747.4- 1749.3 m. 2 columns of tubing were lowered into the well. The first long string has an outer diameter of 60 mm, with the production packer lowered to a depth of 1728 m, the packer is set at a depth of 1725 m. The second short string is lowered into the annular space between the production string and the long string to a depth of 1111.3 m, its outer diameter is 48 mm . The purpose of the repair is to clean the walls of the production string and the tubing string from ASPO, treatment of the bottom-hole zone of the reservoir.

Проводят ремонтные работы только в длинной колонне.Repair work is carried out only in a long column.

Спускают гибкую трубу диаметром 38,1 мм внутри длинной колонны насосно-компрессорных труб до забоя скважины. Вызывают циркуляцию и промывают забой технологической жидкостью - пластовой водой плотностью 1,18 г/см³ в объеме 6,5 м³. Отмечают уход воды в объеме 55%. Промывают скважину с аэрацией с расходом 3 л/с при давлении Рн/р/к=2/12/7 МПа, аэрированной жидкостью. На начальном этапе промывки соотношение объемное газа в пластовой воде поддерживают 50/50. Качество пены поддерживают на уровне 50-60% во избежание резкого увеличения депрессии на пласт. Далее после выхода на режим количество подаваемой пластовой воды сокращают до 20%, т.е. получают соотношение газа и пластовой воды, соответственно 80% и 20%. Промывают с применением бустерного агрегата в объеме 16 м³. На выходе отмечают неорганические соли и асфальтосмолопарафинистые вещества. Стравливают давление из скважины до атмосферного давления, доливают в скважину пластовую воду в объеме 4 м³. Обрабатывают колонну насосно-компрессорных труб закачкой моющей композиции, представляющей собой смесь пластовой воды плотностью 1,18 г/см³ в объеме 3,87 м³, водорастворимого поверхностно-активного вещества "ИТПС-04-А" в объеме 290 л (масса 290 кг, т.к. его плотность 1,0 г/см³), и органического растворителя «МИА-пром» в объеме 2,34 м³ (плотность растворителя 0,785 г/см³). Заполняют скважину аэрированной пластовой водой плотностью 1,18 г/см³, содержащей 2% поверхностно-активного вещества МЛ-81Б в объеме 4 м³. Поддерживают аэрацию в пределах 40-60%. При этом используют бустерный агрегат типа УНГ 8/15, где в качестве инертного газа вместо азота применяется воздух с пониженным содержанием кислорода, получаемый горением в газогенераторе в среде атмосферного воздуха (содержание кислорода в получаемой смеси газов не превышает 8-9%). Для обработки растаривают автоцистерну в приемный бункер бустерного агрегата. Рабочие давления на устье скважины в процессе обработки составляли от 13 до 15 МПа при Рн/р/к=3/13-15/7 МПа, расход газожидкостной смеси при этом варьировали от 3 до 4 л/с. Проциркулировав раствор через бункер бустерного агрегата в течение пяти часов, вымывают продукты реакции комбинированной промывкой (прямой 0,5 объема и обратной 1.5 объема промывки). Общий объем промывки составляет в 13 м³ (2 объема пространства, где происходит циркуляция). Стравливают давление в скважине, заполняют скважину пластовой водой в объеме 4 м³. Определяют приемистость пласта при давлении закачки 13 МПа. Скважина принимает падением давления на 1 МПа за 30 минут. Производят обработку призабойной зоны пласта закачкой глинокислотной композиции марки ГК-НЛ в объеме 4 м³ (Рн=13 МПа, Рк=12 МПа). После реагирования вымывают продукты реакции пластовой водой плотностью 1,18 г/см³, содержащей 2% поверхностно-активного вещества МЛ-81Б, аэрированной воздухом с содержанием кислорода менее 8-9% с применением бустерного агрегата комбинированной промывкой. Аэрацию поддерживают на уровне 40-60%. Расход газожидкостной смеси при промывке забоя поддерживают в пределах 3-4 л/с при давлении циркуляции Рн/р/к=2/12/7 МПа. Содержание газа в газожидкостной смеси при выходе на режим доводят до 25%. Уход при промывке не отмечался, излив также не отмечался. На выходе грязная вода с содержанием твердых взвешенных частиц не более 70 г/л. Определяют приемистость пласта - принимает в объеме 50 м³/сут при давлении на устье 13 МПа с расходом 0,4-0,5 л/сек. Поднимают гибкую трубу.A flexible pipe with a diameter of 38.1 mm is lowered inside a long string of tubing until the bottom of the well. Circulation is caused and the face is washed with process fluid — produced water with a density of 1.18 g / cm ³ in a volume of 6.5 m ³ . Mark water withdrawal in the amount of 55%. The well is washed with aeration with a flow rate of 3 l / s at a pressure of pH / p / c = 2/12/7 MPa, aerated fluid. At the initial stage of leaching, the volumetric gas to formation water ratio is maintained at 50/50. The quality of the foam is maintained at a level of 50-60% in order to avoid a sharp increase in depression on the formation. Further, after entering the regime, the amount of produced formation water is reduced to 20%, i.e. get the ratio of gas and produced water, respectively 80% and 20%. Washed using a booster unit in a volume of 16 m ³ . Inorganic salts and asphalt-resin-paraffin substances are noted at the output. Bleed the pressure from the well to atmospheric pressure, add formation water to the well in a volume of 4 m ³ . The tubing string is treated by injection of a detergent composition, which is a mixture of produced water with a density of 1.18 g / cm ³ in a volume of 3.87 m ³ , a water-soluble surfactant "ITPS-04-A" in a volume of 290 l (weight 290 kg, since its density is 1.0 g / cm ³ ), and the MIA-prom organic solvent in a volume of 2.34 m ³ (solvent density 0.785 g / cm ³ ). A well is filled with aerated formation water with a density of 1.18 g / cm ³ containing 2% of the ML-81B surfactant in a volume of 4 m ³ . Support aeration in the range of 40-60%. In this case, a booster unit of the UNG 8/15 type is used, where instead of nitrogen, air with a reduced oxygen content is used as an inert gas, obtained by burning in a gas generator in atmospheric air (the oxygen content in the resulting gas mixture does not exceed 8-9%). For processing, unload the tanker into the receiving hopper of the booster unit. Working pressures at the wellhead during processing ranged from 13 to 15 MPa at Rn / p / k = 3 / 13-15 / 7 MPa, while the flow rate of the gas-liquid mixture varied from 3 to 4 l / s. After circulating the solution through the hopper of the booster unit for five hours, the reaction products are washed with combined washing (direct 0.5 volume and reverse 1.5 volume of washing). The total flushing volume is 13 m ³ (2 volumes of the space where the circulation takes place). Relieve pressure in the well, fill the well with produced water in a volume of 4 m ³ . The injectivity of the formation is determined at an injection pressure of 13 MPa. The well takes a pressure drop of 1 MPa in 30 minutes. The bottom-hole zone of the formation is treated by injection of a clay acid composition of the GK-NL brand in a volume of 4 m ³ (Pn = 13 MPa, Pk = 12 MPa). After the reaction, the reaction products are washed out with formation water with a density of 1.18 g / cm ³ containing 2% of the ML-81B surfactant, aerated with air with an oxygen content of less than 8-9% using a booster unit by combined washing. Aeration is maintained at a level of 40-60%. The flow rate of the gas-liquid mixture during washing of the face is maintained within 3-4 l / s at a pressure of circulation Рн / р / к = 2/12/7 MPa. The gas content in the gas-liquid mixture when entering the mode is adjusted to 25%. Leaving with washing was not noted, the outflow also was not noted. The output is dirty water with a suspended solids content of not more than 70 g / l. Determine the injectivity of the formation - takes in a volume of 50 m ³ / day at a pressure at the mouth of 13 MPa with a flow rate of 0.4-0.5 l / s. Raise the flexible pipe.

В результате удается довести приемистость скважины до начального уровня. Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения эффективности очистки скважины.As a result, it is possible to bring the injectivity of the well to the initial level. Application of the proposed method will solve the problem of increasing the efficiency of well cleaning.

Claims

A method of repairing a well, including flushing the face with a circulation of the washing composition in the well through a flexible pipe and tubing string, characterized in that the face is washed with formation water until at least 4 m ^{3 of} formation water goes into the formation, then it is washed with a gas-liquid mixture with a gas volume of 25 -55% in the volume of 1-2 well volumes, vent the pressure in the well to atmospheric pressure, add formation water to the well to the wellhead, pump it through a flexible pipe and select a washing composition from the formation water inside the tubing string s, a water-soluble surfactant "ITPS-04-A" and an organic solvent, fill the well with a solution of the surfactant ML-81B in produced water, foamed up to 40-60% with air with less than 9% oxygen, and wash the well with circulation of the specified solution, the reaction products are washed with direct and reverse washing, the pressure in the well is vented to atmospheric pressure, the well is filled with formation water, the injectivity of the formation is determined, clay acid is pumped into the bottomhole zone, exposure is carried out on the reaction e, the reaction products are washed out with a solution of the ML-81B surfactant in produced water, foamed up to 40-60% air with an oxygen content of less than 9%, and the injectivity of the formation is determined.