Claims (3)
1 Изобретение относитс к нефтегазо добываюп1ей промышленности и может быть использовано дл .вскрыти продуктивных пластов .перфорацией, Цель изобретени - сохранение коллекторских свойств пласта при одновременном снижении трудоемкости процесса вскрыти пласта. П р и м е р 1. Скважина А обсажен 146 мм колонной, забой на глубине 2150 м, намеченный интервалперфорации 2115-2130 м, температура в интервале перфорации 52 С, пластовое давление 21,,5 МПА. Приготавливают 0,6 м раствора следующего состава, кг: хлористый аммоний 140 (19,4 мас.%), нитрит нат ри 170 (23,6 мас.%), пенообразователь (сульфанол НП-3) 15 (2,1 мас.%) вода 0,4 м , (54,9 мас.%). Спускают НКТ до 2150 м и. закачивают этот раст вор в интервал 2150-2095 м. Поднимаю ИЗ скважины НКТ. Спускают в скважину перфоратор и контейнер с органическо кислотой - инициатором пенообразовани (сульфаминовой кислотой), в количестве 210 г (0,029 мас.%). В скважине ввод т сульфаминовую кислот в раствор. После 15-20 мин, необходи MEiix дл образовани в заданном интер вале качественной пены, осуществл ют перфорацию скважины. . П р и М е р 1 The invention relates to the oil and gas mining industry and can be used to open productive layers by perforation. The purpose of the invention is to preserve the reservoir properties of the reservoir while reducing the labor intensity of the process of opening the reservoir. PRI me R 1. Well A is cased with a 146 mm column, a face at a depth of 2150 m, the intended perforation interval is 2115-2130 m, the temperature in the perforation interval is 52 C, the formation pressure is 21,, 5 MPa. A 0.6 m solution of the following composition is prepared, kg: ammonium chloride 140 (19.4 wt.%), Sodium nitrite 170 (23.6 wt.%), A frother (sulfanol NP-3) 15 (2.1 wt. %) water 0.4 m, (54.9 wt.%). Descend tubing to 2150 m. pump this solution into the interval 2150–2095 m. I raise the tubing from the well. A perforator and a container with an organic acid-initiator of foaming (sulfamic acid) are descended into the well, in an amount of 210 g (0.029 wt.%). Sulfamic acids are injected into the well. After 15–20 minutes, MEiix is needed to form a high-quality foam in a predetermined range, well perforation is carried out. . PRI and MER
2. Скважина В обсажен 168 мм колонной, искусственньй забой 1800 м, намеченный интервал перфорации 1750-1770 м. Температура в интер вале перфорации 43°С, пластовое давление 18,0 МПа. Приготавливают 1,1 м раствора следующего состава, кг;, хлористый аммоний 260 (19,7 мас.%), нитрит нат ри 310 (23,5 мас.%), пенообразователь (ОП-10) 27 (2,0 мас.%), вода 0,730 м (55,3 мас.%). Спускают НКТ до 1800 м и закачивают раствор СГПС в интервал 1800-1750 м. Поднимают из скважины НКТ и спускают перфорато и контейнер с органической кислотой (лимонной кислотой) в количестве 2,0 кг (0,15 мас.%). В скважине осу8 2 ществл ют ввод лимонной кислоты в раствор. После 25-30 мин, необходимых дл образовани (в скважине) качественной пены, производ т перфора- . цию скважины. Пример 2. The well B is surrounded by a 168 mm column, an artificial bottom is 1800 m, the planned perforation interval is 1750-1770 m. The temperature in the perforation interval is 43 ° C, the formation pressure is 18.0 MPa. A 1.1 m solution of the following composition is prepared, kg; ammonium chloride 260 (19.7 wt.%), Sodium nitrite 310 (23.5 wt.%), A frother (OP-10) 27 (2.0 wt. %), water 0,730 m (55.3 wt.%). The tubing is lowered to 1,800 m and a CGPS solution is injected into the interval 1800-1750 m. The tubing is lifted from the well and the perforated and container with an organic acid (citric acid) is lowered in an amount of 2.0 kg (0.15 wt.%). In the well, osu8 2, citric acid was added to the solution. After 25-30 minutes, necessary for the formation (in the well) of high-quality foam, perforation is produced. well. Example
3. Скважина 6 обсажена 146 мм колонной, искусственньй . забой на глубине 2500 м, намеченньй интервал перфорации 2450-2485 м, температура в интервале перфорации 58 С, пластовое давление 23,0 МПа. Приготавливают 0,9 м раствора следующего состава, кг: хлористый аммоний 216 (20 мас.%), нитрит натри 251 ( 23,2 мас.%), пенообразователь(сульфанол НП-3) 25 (2,3 мас.%), вода 0,651 м (54,5 мас.%). Спускают НКТ до глубины 2500 м и закачивают раствор СГПС в скважину в интервал 25002430 м. Поднимают из скважины НКТ и опускают перфоратор и контейнер с уксусной кислотой в количестве 120кг (0,0028 мас.%) в виде 5%-ного раствора . Ввод т в скважине уксусную кислоту в раствор. После 10-15 мин, необходимых дл образовани качественной пены в интервале перфорации, осуществл ют перфорацию скважины. Формула изобретени Способ вскрыти продуктивного пласта в скважине, включающий приготовление пены путем ввода газа в раствор пенообразовател , заполнение скважины пеной, размещение ее в интервале перфорации и перфорацию скважины , отличающийс тем, что, с целью сохранени коллекторских свойств пласта при одновременном снижении трудоемкости процесса вскрыти пласта, ввод газа осуществл ют в зоне перфорации путем химического взаимодействи Б зоне перфорации нитрита натри , хлорида аммони и органической кислоты, причем органическую кислоту ввод т перед перфорацией в количестве 0,002-0,2 мае.ч. от смеси, а на 1 мае,ч. -пенообразовател берут 7-10 мае.ч. хлорида аммони и 9-12,9 . нитрита натри .3. Well 6 is surrounded by 146 mm column, artificial. bottomhole at a depth of 2500 m, a perforation interval of 2450-2485 m, a temperature in the perforation interval of 58 ° C, a reservoir pressure of 23.0 MPa. A 0.9 m solution of the following composition is prepared, kg: ammonium chloride 216 (20 wt.%), Sodium nitrite 251 (23.2 wt.%), A frother (sulfanol NP-3) 25 (2.3 wt.%), water 0,651 m (54.5 wt.%). The tubing is lowered to a depth of 2500 m and a CGPS solution is pumped into the well in the interval of 25002430 m. The tubing is lifted from the tubing well and the perforator and the container with acetic acid in the amount of 120 kg (0.0028 wt.%) Are lowered as 5% solution. Acetic acid is injected into the well. After 10-15 minutes, required to form a high-quality foam in the perforation interval, the well is perforated. The invention method of opening the reservoir in the well, including the preparation of foam by introducing gas into the foaming solution, filling the well with foam, placing it in the perforation interval and well perforation, characterized in that, in order to preserve the reservoir properties of the reservoir while reducing the complexity of the process of opening the reservoir , the gas is introduced into the perforation zone by chemical interaction of the perforation zone B of sodium nitrite, ammonium chloride and an organic acid, with organic This acid is introduced before perforation in the amount of 0.002-0.2 wt.h. from the mixture, and on May 1, h. - foaming agent take 7-10 ma.ch. ammonium chloride and 9-12,9. sodium nitrite.