Способ вскрытия продуктивного пласта в скважине

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промьшшенности и позволяет сохранить коллекторские свойства пласта при. одновременном снижении трудоемкости процесса вскрытия пласта. На поверхности приготовляют раствор следующего состава, мае.ч: хлорид аммония 7-10, нитрит натрия 9-12,9, пенообразователь 1, Спускают насосно-компрессорные трубы (НКТ) и закачивают этот раствор в скважину в интервал перфорации. Затем НКТ поднимают и опускают в скважину перфоратор и контейнер с органической кислотой в количестве 0,002-0,2 мае.ч. В скважине вводят эту кислоту в раствор . При химическом взаимодействии указанных реагентов и кислоты за счет б вьщеления газа образуется пена. .После (Л ее образования осуществляют перфорацию скважины.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК

А1 (19) (11) (б11 4 Е 2 1 В 4 3 / 00

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

H А BTOPCHOMV СВИДЕТЕЛЬСТВУ г

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ СССР

ПО ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТКРЫТИЙ (21) 3818359/22-03 (22) 27.11.84 (46) 30.11.86. Бюл. № 44 (71). Всесоюзный научно-исследовательский институт по креплению скважин и буровым растворам (72) Э.М.Тосунов, Б.Е.Горбачев, А.Б.Сурков и В.Г.Чирцов (53) 622.245.14(088.8) (56) Авторское свидетельство СССР №- 927981, кл. Е 21 В 43/11, 1982.

Амиян В.А. и др. Вскрытие и освоение нефтегазовых пластов.-М.: Недра, 1980, с.272-277. (54.) СПОСОБ ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНОГО .ПЛАСТА В СКВАЖИНЕ (57) Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и позволяет сохранить коллекторские свойства пласта при одновременном снижении трудоемкости процесса вскрытия пласта. На поверхности приготовляют раствор следующего состава, мас.ч: хлорид аммония 7-10, нитрит натрия

9-12,9, пенообразователь 1, Спускают насосно-компрессорные трубы (НКТ) и закачивают этот раствор в скважину в интервал перфорации. Затем НКТ поднимают и опускают в скважину перфоратор и контейнер с органической кислотой в количестве 0,002-0,2 мас.ч.

В скважине вводят эту кислоту в раствор. При химическом взаимодействии указанных реагентов и кислоты за счет выделения газа образуется пена..После ее образования осуществляют перфорацию скважины.

1273508

ВНИИПИ Заказ 6400/26 Тираж 548 Подписное

Произв.-полигр. пр-тие, r. Ужгород, ул. Проектная, 4

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для вскрытия продуктивных пластов .перфорацией.

Пель изобретения — сохранейие коллекторских свойств пласта при одновременном снижении трудоемкости процесса вскрытия пласта.

Пример 1. Скважина А обсажена

146 мм колонной, забой на глубине

2150 м, намеченный интервал .перфора- ции 2115-2130 м, температура в ино тервале перфорации 52 С, пластовое давление 21,5 ИПА, Приготавливают 0,6 м раствора следующего состава, кг: хлористый аммоний 140 (19,4 мас. ), нитрит нат— рия 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 раствор в интервал 2150 †20 м, Поднимают из скважины НКТ. Спускают в скважину перфоратор и контейнер с органической кислотой — инициатором пенообразования (сульфаминовой кислотой), в ко— личестве 210 г (0,029 мас.%). В скважине вводят сульфаминовую кислоту в раствор. После 15-20 мин, необходимых для образования в заданном интервале качественной пены, осуществляют перфорацию скважины.

П р и rt e p 2. Скважина б обсажена

168 мм колонной, искусственный забой

1800 м, намеченный интервал перфорации 1750-1770 м. Температура в интеро, вале перфорации 43 С, пластовое давление 18,0 МПа. д

Приготавливают 1,1 м раствора следующего состава, кг:. хлористый аммоний 260 (19,7 мас. ), нитрит натрия 310 (23,5 мас.%), пенообразователь (ОП-10) 27 (2,0 мас.%), вода

0,730 м (55,3 мас.7.). Спускают НКТ до 1800 м и закачивают раствор СГПС в интервал 1800-1750 м. Поднимают из скважины HKT и спускают перфоратор и контейнер с органической кислотой (лимонной кислотой) в количестве

2,0 к". (О, 15 мас.%). В скважине осу5

25 ществляют ввод лимонной кислоты в раствор. После 25-30 мин, необходимых для образования (в скважине) качественной пены, производят перфора-, цию скважины.

Пример 3. Скважина Ь обсажена 146 мм колонной, искусственный забой на глубине 2500 м, намеченный интервал перфорации 2450-2485 м, темо пература в интервале перфорации 58 С, пластовое давление 23,0 MIIa. Приго— тавливают 0,9 м раствора следующего

3 состава, кг: хлористый аммоний 216 (20 мас.7.), нитрит натрия 251 (23,2 мас.%), пенообразователь(сульфанол НП-3) 25 (2,3 мас.7), вода

0,65 1 м (54,5 мас.%) . Спускают HKT 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 120 кг (0,0028 мас.%) в виде 57-ного раствора. Вводят в скважине уксусную кислоту в раствор. После 10 — 15 мин, необходимых для образования качествен— ной пены в интервале перфорации, осуществляют перфорацию скважины.

Формула изобретения

Способ вскрытия продуктивного пласта в скважине, включающий приготовление пены путем ввода газа в раствор пенообразователя, заполнение скважины пеной, размещение ее в интервале перфорации и перфорацию скважины, отличающийся тем, что, с целью сохранения коллекторских свойств пласта при одновременном снижении трудоемкости процесса вскрытия пласта, ввод газа осуществляют в зоне перфорации путем химического взаимодействия в зоне перфорации нитрита натрия, хлорида аммония и органической кислоты, причем органическую кислоту вводят перед перфорацией в количестве 0,002-0,2 мас.ч. от смеси, а на 1 мас.ч. пенообразователя берут

7-10 мас.ч. хлорида аммония и 9-12,9 мас,ч. нитрита натрия.