RU2695908C1 - Способ заканчивания скважины - Google Patents
Способ заканчивания скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2695908C1 RU2695908C1 RU2018127258A RU2018127258A RU2695908C1 RU 2695908 C1 RU2695908 C1 RU 2695908C1 RU 2018127258 A RU2018127258 A RU 2018127258A RU 2018127258 A RU2018127258 A RU 2018127258A RU 2695908 C1 RU2695908 C1 RU 2695908C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pressure
- perforation
- acid
- mpa
- perforator
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 16
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 30
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 27
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 23
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 16
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 15
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims abstract description 11
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 11
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 9
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 8
- 230000008520 organization Effects 0.000 claims abstract description 4
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 claims description 16
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 claims description 8
- 230000001960 triggered effect Effects 0.000 claims description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 abstract description 14
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 12
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 10
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 10
- 238000011282 treatment Methods 0.000 abstract description 7
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 abstract description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 5
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 38
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 24
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 10
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 6
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 5
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 5
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 4
- NUJOXMJBOLGQSY-UHFFFAOYSA-N manganese dioxide Chemical compound O=[Mn]=O NUJOXMJBOLGQSY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 4
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 238000002788 crimping Methods 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 2
- 108010038016 Mannose-1-phosphate guanylyltransferase Proteins 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 1
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 1
- 239000000123 paper Substances 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/11—Perforators; Permeators
- E21B43/114—Perforators using direct fluid action on the wall to be perforated, e.g. abrasive jets
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Manufacture And Refinement Of Metals (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при заканчивании скважин. Техническим результатом является снижение риска обводнения скважины. При заканчивании скважины проводят вскрытие бурением продуктивного пласта, спуск эксплуатационной колонны, цементирование заколонного пространства, перфорацию, обработку кислотой и свабирование. При перфорации спускают в эксплуатационную колонну компоновку из колонны насосно-компрессорных труб с перфоратором прокалывающего действия, проводят перфорацию на технической воде прокалывающим перфоратором эксплуатационной колонны и цемента в заколонном пространстве в интервале продуктивного пласта, после каждого срабатывания перфоратора через перфоратор и образованные перфорационные отверстия намывают каверны в продуктивном пласте технической водой в объеме 2,5-3,5 м3 на 1 перфорационное отверстие при давлении 15-16 МПа с расходом 3,5-4 л/с. При обработке пласта кислотой проводят ступенчатую кислотную обработку интервала перфорации с продавкой кислоты и организацией кислотных ванн под давлением технической водой со ступенчатым увеличением давления на каждой ступени до достижения приемистости скважины в объеме не менее 0,5 л/с при давлении 3-5 МПа. Свабирование проводят в три этапа с интенсивным отбором в объеме 0,5 м3 за 20-30 минут на первом и втором этапах и малоинтенсивным отбором в объеме 0,5 м3 за 45-60 минут на третьем этапе. В качестве технической воды используют воду с плотностью, обеспечивающей противодавление на пласт, включающую поверхностно-активное вещество в количестве 0,1-0,3 мас.% и нейтрализатор сероводорода 0,08-0,12 мас.%.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при заканчивании скважин.
Известен способ заканчивания скважины, согласно которому снабжают скважину обсадной колонной до кровли продуктивного пласта из обсаженной скважины. При этом в скважине определяют нефтенасыщенные пропластки. Расширяют открытый ствол скважины в зонах нефтенасыщенных пропластков и одновременно промывают нефтью. После этого обрабатывают расширенный ствол скважины гидроструйной подачей раствора кислоты через насадку для гидропескоструйной перфорации (Патент РФ №2182651, опубл. 20.05.2002).
Известен способ заканчивания скважины, включающий спуск и цементирование эксплуатационной колонны, разбуривание цементного стакана с последующим созданием ствола в интервале продуктивного пласта, создание каверн и перемычек в интервале продуктивного пласта и в перемычках осуществление зондовой перфорации (патент РФ №2533783, опубл. 20.11.2014).
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ обработки продуктивного карбонатного пласта, который предусматривает вскрытие бурением продуктивного пласта с промывкой буровым полимерным раствором, цементирование колонны и перфорацию ее путем сверления на большую глубину с интервалом между перфорационными отверстиями 1-3 м, спуск колонны насосно-компрессорных или бурильных труб с пакером, разобщение им верхних перфорационных каналов от нижних одного из интервалов пласта, обработка пласта кислотой путем циркуляции их в заколонном пространстве. Для ускорения операции обработки и повышения ее эффективности одновременно с обработкой пласта в призабойной зоне под пакером циклически создают вакуум - разрежение, например, путем свабирования. При этом операцию обработки осуществляют, начиная с верхнего интервала у кровли пласта под давлением ниже давления гидроразрыва пласта, создаваемым над пакером через межтрубное пространство (патент РФ №2423604, опубл. 10.07.2011 -прототип).
Общим недостатком известных способов является большая склонность к обводнению скважин при размещении скважин в продуктивных пластах малой толщины вблизи от водонасыщенного пласта, что связано с риском прорыва вод из нижележащего водонасыщенного пласта.
В предложенном изобретении решается задача снижения риска обводнения скважины.
Задача решается тем, что в способе заканчивания скважины, включающем вскрытие бурением продуктивного пласта, спуск эксплуатационной колонны, цементирование заколонного пространства, перфорацию, обработку кислотой и свабирование, согласно изобретению, при перфорации спускают в эксплуатационную колонну компоновку из колонны насосно-компрессорных труб с перфоратором прокалывающего действия, проводят перфорацию на технической воде прокалывающим перфоратором эксплуатационной колонны и цемента в заколонном пространстве в интервале продуктивного пласта, после каждого срабатывания перфоратора через перфоратор и образованные перфорационные отверстия намывают каверны в продуктивном пласте технической водой в объеме 2,5-3,5 м3 на 1 перфорационное отверстие при давлении 15-16 МПа с расходом 3,5-4 л/с, при обработке пласта кислотой проводят ступенчатую кислотную обработку интервала перфорации с продавкой кислоты и организацией кислотных ванн под давлением технической водой со ступенчатым увеличением давления на каждой ступени до появления приемистости скважины в объеме не менее 0,5 л/с при давлении 3-5 МПа, а свабирование проводят в три этапа с интенсивным отбором в объеме 0,5 м3 за 20-30 минут на первом и втором этапах и малоинтенсивным отбором в объеме 0,5 м3 за 45-60 минут на третьем этапе, при этом в качестве технической воды используют воду с плотностью, обеспечивающей противодавление на пласт, включающей поверхностно-активное вещество в количестве 0,1-0,3% по массе (масс.) и нейтрализатор сероводорода в количестве 0,08-0,12% по массе (масс.).
Сущность изобретения
Разработка ряда нефтяных залежей в карбонатных коллекторах осложнена малыми толщинами (менее 5 м) продуктивных пластов, отсутствием притока без проведения солянокислотной обработки и увеличения поверхности фильтрации жидкостей, а также близостью нижележащих водонасыщенных пластов. При заканчивании скважин в таких условиях при интенсификационных обработках, направленных на увеличение приемистости скважин, возникает опасность образования сообщения с нижележащим водонасыщенным пластом и обводнения скважины за счет прорыва вод из нижележащего водонасыщенного пласта. В предложенном изобретении решается задача снижения риска обводнения скважины при проведении интенсификационных обработок. Задача решается следующим образом.
Вскрывают бурением продуктивный пласт. В скважину спускают эксплуатационную колонну до забоя, цементируют заколонное пространство, проводят выдержку для схватывания и твердения цемента. В скважине проводят операции, связанные с удалением остатков цемента, промывкой, шаблонированием, опрессовкой, т.е. готовят скважину к перфорации. Заполняют скважину технической водой. В качестве технической воды используют воду с плотностью, обеспечивающей противодавление на пласт, включающей поверхностно-активное вещество в количестве 0,1-0,3% (масс.) и нейтрализатор сероводорода в количестве 0,08 - 0,12% (масс.).
В качестве поверхностно-активного вещества используют вещества типа МЛ-81, МЛ-81Б, ТН-МС и т.п.
МЛ-81 выпускается по ТУ 2481-007-48482528-99. Представляет собой вязкую жидкость от желтого до коричневого цвета, температура застывания -30°С
МЛ-81 Б выпускается по ТУ 2481-007-48482528-99. Представляет собой вязкую жидкость от желтого до коричневого цвета, температура застывания -30°С
Моющий реагент ТН-МС выпускается по ТУ 20.59.42-005-13004554-2017. Представляет собой прозрачную жидкость от бесцветного до коричневого цвета.
В качестве нейтрализатора сероводорода используют продукты НСТ, НСВУ-1, ТНХС-НС, СНПХ-1050, двуокись марганца и т.п.
Продукт нейтрализатор сероводорода НСТ выпускается по ТУ 2458-003-57242740-2006. Представляет собой жидкость от бесцветного до серого цвета, температура застывания -35°С.
НСВУ-1- нейтрализатор сероводорода универсальный выпускается по ТУ 2458-001-50801389-2006, представляет собой комплекс реагентов, которые при совместном контакте с водой обеспечивают генерацию пены и нейтрализацию газообразного и растворенного сероводорода. Компоненты нейтрализатора сероводорода НСВУ-1-поступают в виде цилиндров, порошка или гранул различных размеров, упакованных в оболочку из картона или бумаги, и поставляются в картонных коробках иди деревянных ящиках.
Нейтрализатор сероводорода ТНХС-НС, выпускается по ТУ2458-213-83459339-2010. Представляет собой жидкость без твердых примесей, от бесцветного до коричневого цвета.
СНПХ-1050 выпускается по ТУ 2458-256-05765670-2008. Представляет собой жидкость желтоватого цвета.
Двуокись марганца соответствует ГОСТ 4470-79. Представляет собой порошок черного цвета.
Проводят перфорацию прокалывающим перфоратором эксплуатационной колонны и цемента в заколонном пространстве в интервале продуктивного пласта. После каждого срабатывания перфоратора через перфоратор и образованные перфорационные отверстия (как правило, два отверстия при каждом срабатывании перфоратора) намывают каверны в продуктивном пласте технической водой в объеме 2,5-3,5 м3 на 1 перфорационное отверстие при давлении 14-16 МПа с расходом 3,5-4 л/с.
Далее проводят обработку околоскважинного пространства кислотой по колонне насосно-компрессорных труб с перфоратором. Проводят ступенчатую кислотную обработку интервала перфорации с продавкой кислоты и организацией кислотных ванн под давлением технической водой со ступенчатым увеличением давления на каждой ступени до появления приемистости скважины. Наиболее предпочтительным является режим, при котором продавку кислоты производят под давлением, начиная с 3 МПа. Увеличение давления закачки осуществляют ступенчато по 1 МПа с выдержкой во времени в режиме ванны 15-60 минут, не превышая при этом давления опрессовки колонны. При этом критерием успешности кислотной обработки является достижение приемистости 0,5 л/с при давлении 3-5 МПа. Критерием прекращения кислотной обработки является увеличение приемистости более 1,5 л/с при давлении 3-5 МПа.
После реагирования кислоты в течение 2-4 часов скважину свабируют по колонне насосно-компрессорных труб с перфоратором..
Выполняют свабирование в три этапа с интенсивным отбором воды и газа на первом этапе, интенсивным отбором нефтяной эмульсии, нефти и газа на втором этапе, и малоинтенсивным отбором нефти и газа на третьем этапе.
Интенсивный отбор производится при откачке технологической жидкости с объемом в 0,5 м3 за 20-30 минут, малоинтенсивный отбор - 0,5 м3 за 45-60 минут.
В результате удается обеспечить необходимую продуктивность скважины без риска обводнения от нижележащего водонасыщенного пласта. Примеры конкретного выполнения
Пример 1. Бурят скважину стволом диаметром 156 мм карбонатном пласте. Продуктивный пласт расположен на глубине 1159-1168 м, толщина пласта 9 м. Ниже расположен водонасыщенный пласт. В скважину до забоя спускают эксплуатационную колонну диаметром 114 мм. Цементируют заколонное пространство. Скважина заполнена водой плотностью 1 г/см3. После схватывания и твердения цемента в скважине проводят операции, связанные с удалением остатков цемента, промывкой, шаблонированием, опрессовкой, т.е. готовят скважину к перфорации. Заполняют скважину технической водой плотностью 1,16 г/см3, включающей 0,2% (масс.) поверхностно-активного вещества МЛ-81Б и 0,1% (масс.) нейтрализатора сероводорода - продукт нейтрализатор сероводорода НСТ.
В эксплуатационную колонну спускают компоновку, состоящую из колонны насосно-компрессорных труб с перфоратором прокалывающего действия марки ГМПП (гидромеханический прокалывающий перфоратор).
Проводят перфорацию прокалывающим перфоратором эксплуатационной колонны и цемента в заколонном пространстве в интервале 1168-1159 м продуктивного пласта. Выполняют 46 проколов - отверстий. После каждого срабатывания перфоратора через перфоратор и образованные перфорационные отверстия намывают каверны в продуктивном пласте технической водой плотностью 1,16 г/см3, включающей 0,2% (масс.) поверхностно-активного вещества МЛ- 81Б и 0,1% (масс.) нейтрализатора сероводорода - продукт нейтрализатор сероводорода НСТ, в объеме 3 м3 на 1 перфорационное отверстие при давлении 15 МПа с расходом 3,8 л/с.
По колонне насосно-компрессорных труб с перфоратором закачивают 24%-ную соляную кислоту в объеме 3,57 м3 при открытой затрубной задвижке. Закрывают затрубную задвижку. Закачивают по колонне насосно-компрессорных труб ту же соляную кислоту при начальном давлении 3 МПа. Скважина при постоянной закачке не принимает. Проводят технологическую выдержку в режиме ванны 1 час, при этом давление с 3 МПа снижается до 1,5 МПа. Продавливают ту же соляную кислоту с дренированием при давлении 3 МПа. Скважина при постоянной закачке не принимает. Закачивают ту же соляную кислоту при давлении 4 МПа. Скважина при постоянной закачке не принимает. Закачивают ту же соляную кислоту в объеме 0,1 м3 за 1 час при давлении 5 МПа с ожиданием падения давления. Скважина при постоянной закачке не принимает. Закачивают ту же соляную кислоту в объеме 6,33 м3 с подъемом давления до 6 и постепенном снижении на конечном этапе до 4,5 МПа с оставлением кислотной ванны на 10 минут через каждые 500 л прокаченной кислоты. Продавливают соляную кислоту технической водой в объеме 4,6 м3 с оставлением кислотной ванны на 10 минут через каждые 500 л. Проводят ожидание на реагирование кислоты в течение 2 часов. Скважина принимает при давлении 4 МПа при постоянном расходе 0,8 л/с.
Проводят первый этап свабирования с интенсивным отбором по колонне насосно-компрессорных труб с отбором 3 м3 воды плотностью 1,13 г/см3 и газа. Всего отсвабировано 25 м3. Наблюдают сильный газовый фактор.
Проводят второй этап свабирования с интенсивным отбором по колонне насосно-компрессорных труб с отбором 18 м3 густой эмульсии, нефти и газа.
Проводят третий этап свабирования с малоинтенсивным отбором по колонне насосно-компрессорных труб с отбором 4 м3 нефти с газом.
Поднимают компоновку из скважины, спускают насосное оборудование и осваивают скважину. В результате дебит скважины составил 12 т/сут. безводной нефти.
Пример 2. Выполняют как пример 1.
Заполняют скважину технической водой плотностью 1,15 г/см3, включающей 0,1% (масс.) поверхностно-активного вещества МЛ- 81 и 0,08% (масс.) нейтрализатора сероводорода - НСВУ-1.
После каждого срабатывания перфоратора через перфоратор и образованные перфорационные отверстия намывают каверны в продуктивном пласте технической водой плотностью 1,15 г/см3, включающей 0,1% (масс.) поверхностно-активного вещества МЛ-81 и 0,08% (масс.) нейтрализатора - НСВУ-1, в объеме 2,5 м3 на 1 перфорационное отверстие при давлении 15 МПа с расходом 3,5 л/с.
По колонне насосно-компрессорных труб с перфоратором закачивают 24%-ную соляную кислоту в объеме 4 м3 при открытой затрубной задвижке. Закрывают затрубную задвижку. Закачивают по колонне насосно-компрессорных труб ту же соляную кислоту при начальном давлении 3 МПа. Скважина не принимает. Проводят технологическую выдержку в режиме ванны 1 час, при этом давление с 3 МПа снижается до 1,5 МПа. Продавливают ту же соляную кислоту с дренированием при давлении 3 МПа. Скважина при постоянной закачке не принимает. Закачивают ту же соляную кислоту при давлении 4 МПа. Скважина при постоянной закачке не принимает. Закачивают ту же соляную кислоту в объеме 0,1 м3 за 1 час при давлении 5 МПа с ожиданием падения давления до 1,5 МПа. Поднимают давление до 5 МПа скважина начинает принимать с расходом 0,6 л/с, продавливают при давлении 5 МПа 8 м3 соляной кислоты 24%-ной концентрации. Оставляют на реагирование на 3 часа.
Скважина принимает при давлении 5 МПа при постоянном расходе 0,6 л/с.
Свабирование проводят в три этапа с интенсивным отбором воды и газа на первом этапе, интенсивным отбором нефтяной эмульсии, нефти и газа на втором этапе, и малоинтенсивным отбором и нефти и газа на третьем этапе.
Поднимают компоновку из скважины, спускают насосное оборудование и осваивают скважину. В результате дебит скважины составил 14 т/сут. безводной нефти.
Пример 3. Выполняют как пример 1.
Заполняют скважину технической водой плотностью 1,14 г/см3, включающей 0,3% (масс.) поверхностно-активного вещества ТН-МС и 0,12% (масс.) нейтрализатора сероводорода СНПХ-1050.
После каждого срабатывания перфоратора через перфоратор и образованные перфорационные отверстия намывают каверны в продуктивном пласте в объеме 3,5 м3 на 1 перфорационное отверстие при давлении 16 МПа с расходом 4 л/с технической водой плотностью 1,14 г/см3, включающей 0,3% (масс.) поверхностно-активного вещества ТН-МС и 0,12% (масс.) нейтрализатора сероводорода СНПХ-1050.
По колонне насосно-компрессорных труб с перфоратором закачивают 24%-ную соляную кислоту в объеме 3,5 м3 при открытой затрубной задвижке. Закрывают затрубную задвижку. Закачивают по колонне насосно-компрессорных труб ту же соляную кислоту при начальном давлении 3 МПа. Скважина не принимает. Проводят технологическую выдержку в режиме ванны 1 час, при этом давление с 3 МПа снижается до 1,5 МПа. Продавливают ту же соляную кислоту с дренированием при давлении 3 МПа. Скважина при постоянной закачке не принимает. Закачивают ту же соляную кислоту при давлении 4 МПа. Скважина при постоянной закачке не принимает. Закачивают ту же соляную кислоту в объеме 0,1 м3 за 1 час при давлении 5,6 МПа с ожиданием падения давления. Поднимают давление до 6 МПа, скважина начинает принимать с расходом 0,5 л/с, продавливают при давлении 6 МПа. После продавливания 3 м3 кислоты давление постепенно снижается до 3 МПа. Оставляют на реагирование на 3 часа.
Скважина принимает при давлении 3 МПа при постоянном расходе 0,9 л/с.
Свабирование проводят в три этапа с интенсивным отбором воды и газа на первом этапе, интенсивным отбором нефтяной эмульсии, нефти и газа на втором этапе, и малоинтенсивным отбором нефти и газа на третьем этапе.
Поднимают компоновку из скважины, спускают насосное оборудование и осваивают скважину. В результате дебит скважины составил 13 т/сут. безводной нефти.
В результате удается добывать нефть без обводнения от нижележащего водонасыщенного пласта.
Применение предложенного способа позволит решить задачу снижения риска обводнения скважины.
Claims (1)
- Способ заканчивания скважины, включающий вскрытие бурением продуктивного пласта, спуск эксплуатационной колонны, цементирование заколонного пространства, перфорацию, обработку кислотой и свабирование, отличающийся тем, что при перфорации спускают в эксплуатационную колонну компоновку из колонны насосно-компрессорных труб с перфоратором прокалывающего действия, проводят перфорацию на технической воде прокалывающим перфоратором эксплуатационной колонны и цемента в заколонном пространстве в интервале продуктивного пласта, после каждого срабатывания перфоратора через перфоратор и образованные перфорационные отверстия намывают каверны в продуктивном пласте технической водой в объеме 2,5-3,5 м3 на 1 перфорационное отверстие при давлении 15-16 МПа с расходом 3,5-4 л/с, при обработке пласта кислотой проводят ступенчатую кислотную обработку интервала перфорации с продавкой кислоты и организацией кислотных ванн под давлением технической водой со ступенчатым увеличением давления на каждой ступени до достижения приемистости скважины в объеме не менее 0,5 л/с при давлении 3-5 МПа, а свабирование проводят в три этапа с интенсивным отбором в объеме 0,5 м3 за 20-30 минут на первом и втором этапах и малоинтенсивным отбором в объеме 0,5 м3 за 45-60 минут на третьем этапе, при этом в качестве технической воды используют воду с плотностью, обеспечивающей противодавление на пласт, включающую поверхностно-активное вещество в количестве 0,1-0,3 мас.% и нейтрализатор сероводорода в количестве 0,08-0,12 мас.%.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018127258A RU2695908C1 (ru) | 2018-07-24 | 2018-07-24 | Способ заканчивания скважины |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018127258A RU2695908C1 (ru) | 2018-07-24 | 2018-07-24 | Способ заканчивания скважины |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2695908C1 true RU2695908C1 (ru) | 2019-07-29 |
Family
ID=67586891
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018127258A RU2695908C1 (ru) | 2018-07-24 | 2018-07-24 | Способ заканчивания скважины |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2695908C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2750004C1 (ru) * | 2020-11-20 | 2021-06-21 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ заканчивания и интенсификации притока скважины с карбонатными коллекторами |
| RU2790071C1 (ru) * | 2022-08-01 | 2023-02-14 | Акционерное общество "МАКойл" | Способ технологической обработки скважин |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2189435C1 (ru) * | 2001-12-19 | 2002-09-20 | Суворов Геннадий Иванович | Способ заканчивания скважины |
| US7073587B2 (en) * | 2001-10-13 | 2006-07-11 | 1407580 Ontario Inc | System for increasing productivity of oil, gas and hydrogeological wells |
| RU2423604C1 (ru) * | 2010-03-04 | 2011-07-10 | Ринат Раисович Хузин | Способ обработки продуктивного карбонатного пласта |
| RU2531771C1 (ru) * | 2013-11-07 | 2014-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ обработки призабойной зоны скважины |
| RU2656255C1 (ru) * | 2017-08-01 | 2018-06-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ перфорации скважины и обработки призабойной зоны карбонатного пласта |
-
2018
- 2018-07-24 RU RU2018127258A patent/RU2695908C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7073587B2 (en) * | 2001-10-13 | 2006-07-11 | 1407580 Ontario Inc | System for increasing productivity of oil, gas and hydrogeological wells |
| RU2189435C1 (ru) * | 2001-12-19 | 2002-09-20 | Суворов Геннадий Иванович | Способ заканчивания скважины |
| RU2423604C1 (ru) * | 2010-03-04 | 2011-07-10 | Ринат Раисович Хузин | Способ обработки продуктивного карбонатного пласта |
| RU2531771C1 (ru) * | 2013-11-07 | 2014-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ обработки призабойной зоны скважины |
| RU2656255C1 (ru) * | 2017-08-01 | 2018-06-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ перфорации скважины и обработки призабойной зоны карбонатного пласта |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2750004C1 (ru) * | 2020-11-20 | 2021-06-21 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ заканчивания и интенсификации притока скважины с карбонатными коллекторами |
| RU2790071C1 (ru) * | 2022-08-01 | 2023-02-14 | Акционерное общество "МАКойл" | Способ технологической обработки скважин |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA3000260C (en) | Methods for performing fracturing and enhanced oil recovery in tight oil reservoirs | |
| RU2558058C1 (ru) | Способ поинтервального гидравлического разрыва карбонатного пласта в горизонтальном стволе скважины с подошвенной водой | |
| RU2612061C1 (ru) | Способ разработки сланцевых карбонатных нефтяных залежей | |
| RU2312211C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважин | |
| RU2490442C1 (ru) | Способ заканчивания скважины | |
| RU2656255C1 (ru) | Способ перфорации скважины и обработки призабойной зоны карбонатного пласта | |
| RU2652412C1 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с карбонатным коллектором | |
| RU2695908C1 (ru) | Способ заканчивания скважины | |
| RU2612060C1 (ru) | Способ разработки карбонатных сланцевых нефтяных отложений | |
| RU2288356C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны горизонтальной скважины | |
| RU2540713C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2550642C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами | |
| RU2376438C1 (ru) | Способ строительства многозабойной скважины | |
| RU2616052C1 (ru) | Способ разработки сланцевых карбонатных нефтяных коллекторов | |
| RU2627338C1 (ru) | Способ разработки плотных карбонатных залежей нефти | |
| RU2514046C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2499134C2 (ru) | Способ разработки залежи нефти, расположенной под газовой залежью и отделенной от нее непроницаемым пропластком | |
| RU2618542C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти трещинами гидроразрыва пласта | |
| RU2750004C1 (ru) | Способ заканчивания и интенсификации притока скважины с карбонатными коллекторами | |
| RU2645688C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта | |
| RU2652399C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта с глинистыми прослоями | |
| RU2334097C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
| RU2616016C9 (ru) | Способ разработки плотных карбонатных коллекторов | |
| RU2278967C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны терригенного пласта | |
| RU2543004C1 (ru) | Способ кислотного продольно-щелевого гидравлического разрыва низкопроницаемого терригенного коллектора |