Способ обработки призабойной зоны горизонтального ствола скважины, вскрывшей карбонатный коллектор

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны горизонтальных стволов скважин, вскрывших карбонатный коллектор. Технический результат - повышение эффективности обработки. По способу определяют давления поглощения жидкости в открытом горизонтальном стволе скважины с обсаженной эксплуатационной колонной в вертикальной части. Осуществляют обработку открытого горизонтального ствола скважины жидкостью, обеспечивающей отсутствие поглощения. После этого на устье скважины снизу вверх собирают и спускают в открытый горизонтальный ствол скважины компоновку, состоящую из перфорированного хвостовика с центраторами, пакера, разъединителя, технологической колонны труб. Спуск компоновки производят до достижения нижним концом перфорированного хвостовика забоя горизонтального ствола скважины. Затем вовнутрь перфорированного хвостовика спускают колонну насосно-компрессорных труб - НКТ и за 5 м до достижения нижним концом колонны НКТ нижнего конца перфорированного хвостовика спуск колонны НКТ прекращают. Верхний конец эксплуатационной колонны оборудуют затрубной задвижкой с устьевым сальником. Верхний конец технологической колонны труб оборудуют межтрубной задвижкой с устьевым герметизатором. На верхний конец колонны НКТ монтируют трубную задвижку. При открытых трубной и межтрубной задвижках и закрытой затрубной задвижке закачивают в колонну НКТ обратную эмульсию. Ее продавливают кислотным составом до заполнения межтрубного пространства скважины обратной эмульсией. Закрывают межтрубную задвижку и открывают затрубную задвижку и продолжают закачку кислотного состава через затрубное пространство скважины в емкость. Производят циркуляцию кислотного состава до потери активности кислотного состава. После этого циркуляцию кислотного состава прекращают. Закрывают трубную задвижку и открывают межтрубную задвижку. Закачкой жидкости в межтрубное пространство скважины вытесняют обратную эмульсию из межтрубного в затрубное пространство скважины. Обратной эмульсией вытесняют продукты реакции кислотного состава с карбонатным коллектором через затрубную задвижку в емкость. Производят посадку пакера. Отсоединяют разъединитель и извлекают из скважины технологическую колонну труб. Перфорированный хвостовик оставляют в горизонтальном стволе скважины. Скважину оснащают эксплуатационным оборудованием и запускают ее в работу. 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны горизонтальных стволов скважин, вскрывших карбонатный коллектор.

Способ обработки призабойной зоны пласта горизонтального ствола скважины (патент RU №2235865, МПК E21B 43/18, опубл. 10.09.2004 г., бюл. №25), включающий доведение рабочего агента до продуктивного интервала и его закачку в продуктивный интервал. Закачку в продуктивный интервал проводят при периодическом репрессионном воздействии под избыточным давлением рабочего агента, перед потоком рабочего агента создают разрежение, концентрируют репрессионное воздействие в направлении обрабатываемого интервала парным и симметричным выходом давления к обрабатываемому интервалу на высоте не менее интервала перфорации обрабатываемого пласта, ограничивают распространение давления из обрабатываемого интервала в скважину и поддерживают давление в обрабатываемом интервале до его уравнивания с давлением в околоскважинной зоне.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, сложность реализации способа, связанная с периодически репрессионным воздействием под избыточным давлением рабочего агента на продуктивный интервал;

- во-вторых, низкая эффективность обработки призабойной зоны в горизонтальных стволах скважин вследствие неравномерности обработки отдельных интервалов репрессионным воздействием.

Также известен способ обработки призабойной зоны в горизонтальном или наклонном стволе скважины (патент RU №2114294, МПК E21B 43/27, опубл. 27.06.98 г., бюл. №18), включающий выбор интервала с наименьшей приемистостью и закачку раствора кислоты при начальном давлении, при котором интервал принимает раствор кислоты, и конечном давлении закачки, меньшем начального по меньшей мере на 20%, поинтервальную закачку раствора кислоты в каждый интервал до достижения конечного давления закачки, одинакового для всех обрабатываемых интервалов данной скважины, при начальном давлении закачки в отдельный интервал, равном конечному давлению, прекращение закачки раствора кислоты в данный интервал, а при начальном давлении закачки в отдельный интервал, меньшем конечного давления, проведение работ по уменьшению проницаемости данного интервала.

Недостатком данного способа является то, что в горизонтальном стволе скважины сложно провести поинтервальную обработку призабойной зоны. При обработке происходит неконтролируемый уход кислоты в призабойную зону, разное время воздействия кислоты на отдельные участки приводит к неравномерности проницаемости призабойной зоны. В результате эффективность кислотной обработки снижается.

Наиболее близким по технической сущности является способ обработки призабойной зоны в горизонтальном или наклонном стволе скважины (патент RU №2209304, МПК E21B 43/27, опубл. 27.07.2003 г., бюл. №21), включающий предварительное определение давления поглощения жидкости скважиной, обсаженной эксплуатационной колонной в вертикальной части, обработку открытого горизонтального или наклонного ствола скважины жидкостью, обеспечивающей отсутствие поглощения, и закачку кислотного состава в продуктивный интервал. Указанную обработку скважины осуществляют промывкой жидкостью глушения с плотностью, обеспечивающей отсутствие поглощения, раствор кислоты доводят до продуктивного интервала жидкостью с плотностью, обеспечивающей отсутствие поглощения, а после закачки кислотного состава проводят технологическую выдержку под давлением меньшим, чем давление поглощения до момента начала поглощения.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, низкая эффективность обработки призабойной зоны горизонтального ствола скважины кислотным составом. Это обусловлено тем, что при бурении горизонтального ствола твердая фаза бурового раствора вместе с полимером проникают в трещины и поры призабойной зоны горизонтального ствола, кольматируя ее, образуя на их поверхности непроницаемый барьер, трудно поддающийся кислотному воздействию при закачке кислотного состава в призабойную зону горизонтального ствола скважины;

- во-вторых, низкое качество выноса кольматанта (продуктов реакции кислоты с карбонатной породой) из горизонтального ствола скважины путем промывки жидкостью глушения даже при большом расходе, поскольку кольматант обратно оседает на поверхности горизонтального ствола скважины, что снижает потенциальную продуктивность скважины;

- в-третьих, непродолжительность (1-2 мес) эффекта от обработки призабойной зоны в горизонтальном стволе скважины за счет ухудшения коллекторских свойств пласта кольматантом при промывке, что выражается в снижении добывных возможностей скважины.

Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности воздействия кислотного состава на призабойную зону горизонтального ствола скважины, а также повышение качества выноса продуктов реакции с карбонатной породой и увеличение продолжительности эффекта от реализации способа.

Технические задачи решаются способом обработки призабойной зоны горизонтального ствола скважины, вскрывшей карбонатный коллектор, включающим определение давления поглощения жидкости в открытом горизонтальном стволе скважины с обсаженной эксплуатационной колонной в вертикальной части, обработку открытого горизонтального ствола скважины жидкостью, обеспечивающей отсутствие поглощения.

Новым является то, что после обработки открытого горизонтального ствола скважины жидкостью, обеспечивающей отсутствие поглощения, на устье скважины снизу вверх собирают и спускают в открытый горизонтальный ствол скважины компоновку, состоящую из перфорированного хвостовика с центраторами, пакера, разъединителя, технологической колонны труб, спуск компоновки в открытый горизонтальный ствол скважины производят до достижения нижним концом перфорированного хвостовика забоя горизонтального ствола скважины, затем вовнутрь перфорированного хвостовика спускают колонну насосно-компрессорных труб - НКТ и за 5 м до достижения нижним концом колонны НКТ нижнего конца перфорированного хвостовика спуск колонны НКТ прекращают, после чего на устье скважины верхний конец эксплуатационной колонны оборудуют затрубной задвижкой с устьевым сальником, верхний конец технологической колонны труб оборудуют межтрубной задвижкой с устьевым герметизатором, а на верхний конец колонны НКТ монтируют трубную задвижку, далее при открытых трубной и межтрубной задвижках и закрытой затрубной задвижке закачивают в колонну НКТ обратную эмульсию, которую продавливают кислотным составом до заполнения межтрубного пространства скважины обратной эмульсией, закрывают межтрубную задвижку и открывают затрубную задвижку и продолжают закачку кислотного состава через затрубное пространство скважины в емкость, производят циркуляцию кислотного состава до потери активности кислотного состава, после чего циркуляцию кислотного состава прекращают, закрывают трубную задвижку и открывают межтрубную задвижку, после чего закачкой жидкости в межтрубное пространство скважины вытесняют обратную эмульсию из межтрубного в затрубное пространство скважины, по которому обратная эмульсия вытесняет продукты реакции кислотного состава с карбонатным коллектором через затрубную задвижку в емкость, после чего производят посадку пакера, отсоединяют разъединитель и извлекают из скважины технологическую колонну труб, при этом перфорированный хвостовик остается в горизонтальном стволе скважины, далее оснащают скважину эксплуатационным оборудованием и запускают ее в работу.

На фиг. 1 и 2 схематично и последовательно изображен предлагаемый способ обработки призабойной зоны горизонтального ствола скважины, вскрывшей карбонатный коллектор в процессе реализации.

Способ обработки призабойной зоны горизонтального ствола скважины, вскрывшей карбонатный коллектор, включает предварительное определение давления поглощения жидкости в открытом горизонтальном стволе 1 скважины 2 с обсаженной эксплуатационной колонной 3 в вертикальной части.

Например, определяют, что давление поглощения жидкости в открытом горизонтальном стволе 1 скважины 2 равно 13,5 МПа, после чего спуском промывочной колонны труб (на фиг. 1 и 2 не показано) проводят промывку открытого горизонтального ствола 1 (см. фиг. 1) скважины 2 жидкостью глушения с плотностью, обеспечивающей отсутствие поглощения, т.е. пресной водой плотностью 1000 кг/м3.

Далее на устье скважины 2 снизу вверх собирают и спускают в открытый горизонтальный ствол 2 скважины 1 компоновку, состоящую из перфорированного хвостовика 4 с центраторами 5, пакера 6, разъединителя 7, технологической колонны труб 8. Перфорированный хвостовик 4 собирают из труб, например, диаметром 114 мм с перфорированными отверстиями 9 диаметром 8 мм.

Центраторы 5 имеют продольные каналы для перетока жидкости (на фиг. 1 и 2 не показаны) и располагаются на перфорированном хвостовике 3, например, через каждые 50 м, в качестве центраторов 5 применяют центраторы любой известной конструкции.

В качестве пакера 6 применяют любой известный пакер для разобщения ствола скважины 1, а в качестве разъединителя 7 применяют, например, «левый» переводник.

В качестве технологической колонны труб 8 применяют колонну, состоящую из труб того же типоразмера, что и перфорированный хвостовик, т.е. диаметром 114 мм.

Спуск компоновки в открытый горизонтальный ствол 2 скважины 1 производят до достижения нижним концом перфорированного хвостовика 4 забоя 10 открытого горизонтального ствола 1 скважины 2, т.е. когда нижний конец перфорированного хвостовика 4 упирается в забой 10, возрастает нагрузка на индикаторе веса при отсутствии перемещения перфорированного хвостовика 4 в открытом горизонтальном стволе 2 скважины 1.

Затем вовнутрь перфорированного хвостовика 4 спускают колонну НКТ 11 и за 5 м до достижения нижним концом колонны НКТ нижнего конца перфорированного хвостовика 4 спуск колонны НКТ 11 прекращают.

После чего на устье скважины 2 верхний конец эксплуатационной колонны 3 оборудуют затрубной задвижкой 12 с устьевым сальником 13.

Верхний конец технологической колонны труб 8 оборудуют межтрубной задвижкой 14 с устьевым герметизатором 15.

На верхний конец колонны НКТ 11 монтируют трубную задвижку 16.

Далее при открытых трубной 16 и межтрубной 14 задвижках и закрытой затрубной задвижке 12 закачивают с помощью насосного агрегата (на фиг. 1 и 2 не показано), например, марки ЦА-320, в колонну НКТ 11 (см. фиг. 1) обратную эмульсию, которую продавливают кислотным составом по колонне НКТ 11 до заполнения межтрубного пространства 17 скважины 2 обратной эмульсией.

Обратную эмульсию применяют в объеме межтрубного пространства, например в объеме 9 м3. Рецептура обратной эмульсии на 1 м3:

- нефть товарная - 0,49 м3;

- эмульгатор - 0,01 м3;

- пластовая вода - 0,5 м3.

В качестве кислотного состава используют кислотный состав медленного действия.

Кислотный состав применяют в объеме колонны НКТ 11, например 4 м3 плюс объем затрубного пространства, например, в объеме 12 м3. Итого: 4 м3 + 12 м3 = 16 м3 Рецептура кислотного состава на 1 м3:

- соляная кислота с концентрацией 20-24% - 0,8 м3;

- моносульфитный черный щелок - 0,2 м3.

Закрывают межтрубную задвижку 14 и открывают затрубную задвижку 12 и продолжают закачку кислотного состава через затрубное пространство 18 скважины 2 в емкость (на фиг. 1 и 2 не показано).

Кислотный состав, закачиваемый насосным агрегатом в колонну НКТ 11, циркулирует по колонне НКТ 11 через отверстия 9 перфорированного хвостовика 4 и затрубное пространство 18, затрубную задвижку 12 в емкость, а затем из емкости насосным агрегатом вновь закачивается в колонну НКТ 11.

Таким образом, производят циркуляцию кислотного состава до потери активности кислотного состава, после чего циркуляцию кислотного состава прекращают. Активность кислотного состава определяют визуально по наличию выхода в емкость через затрубную задвижку 12 продуктов реакции кислоты с частицами породы карбонатного коллектора. Отсутствие частиц карбонатной породы в кислотном составе, попадающем в емкость, свидетельствует о потере активности кислотного состава.

Благодаря циркуляции кислотного состава по колонне НКТ 11 через отверстия 9 перфорированного хвостовика 4 и затрубное пространство 18 горизонтального ствола 1 скважины 2, а не закачке кислотного состава в пласт, как описано в прототипе, повышается эффективность обработки призабойной зоны горизонтального ствола скважины. Это объясняется тем, что в процессе циркуляции под действием кислотного состава медленного действия твердая фаза бурового раствора вместе с полимером выходит из трещин и пор карбонатного коллектора, постепенно растворяя кольматирующие породы карбонатного коллектора, вследствие чего восстанавливается проницаемость призабойной зоны горизонтального ствола скважины.

После чего закрывают трубную задвижку 16 (см. фиг. 1) и открывают межтрубную задвижку 14, после чего закачкой жидкости насосным агрегатом (на фиг. 1 и 2 не показано), например сточной воды плотностью 1180 кг/м3 в межтрубное пространство 17 скважины 2, вытесняют обратную эмульсию из межтрубного 17 в затрубное 18 пространство скважины 2. По затрубному пространству 18 скважины 2 обратная эмульсия вытесняет продукты реакции кислотного состава с карбонатным коллектором и вместе с ними через затрубную задвижку 12 попадает в емкость.

Обратная эмульсия благодаря своей высокой вязкости качественно очищает горизонтальный ствол 1 скважины 2 от продуктов реакции кислотного состава с карбонатной породой и позволяет восстановить потенциальную продуктивность скважины. Обработка открытого горизонтального ствола обратной эмульсией обеспечивает сохранение коллекторских свойств пласта после обработки, что позволяет кратно увеличить продолжительность эффекта от реализации способа до 6-12 месяцев в отличие от прототипа (1-2 месяца).

После чего производят посадку пакера 6, отсоединяют разъединитель 7, выполненный в виде левого переводника, путем вращения технологической колонны труб 8 против часовой стрелки и извлекают из скважины 2 технологическую колонну труб 8, при этом перфорированный хвостовик 4 остается в горизонтальном стволе 1 скважины 2 (см. фиг. 2).

Далее оснащают скважину 2 эксплуатационным оборудованием (на фиг. 1 и 2 не показано) и запускают ее в работу.

Предлагаемый способ обработки призабойной зоны горизонтального ствола скважины, вскрывшей карбонатный коллектор, позволяет повысить эффективность воздействия кислотного состава на призабойную зону горизонтального ствола скважины, а также повысить качество выноса продуктов реакции с карбонатной породой и увеличить продолжительность эффекта от реализации способа.

Способ обработки призабойной зоны горизонтального ствола скважины, вскрывшей карбонатный коллектор, включающий определение давления поглощения жидкости в открытом горизонтальном стволе скважины с обсаженной эксплуатационной колонной в вертикальной части, обработку открытого горизонтального ствола скважины жидкостью, обеспечивающей отсутствие поглощения, отличающийся тем, что после обработки открытого горизонтального ствола скважины жидкостью, обеспечивающей отсутствие поглощения, на устье скважины снизу вверх собирают и спускают в открытый горизонтальный ствол скважины компоновку, состоящую из перфорированного хвостовика с центраторами, пакера, разъединителя, технологической колонны труб, спуск компоновки в открытый горизонтальный ствол скважины производят до достижения нижним концом перфорированного хвостовика забоя горизонтального ствола скважины, затем вовнутрь перфорированного хвостовика спускают колонну насосно-компрессорных труб - НКТ и за 5 м до достижения нижним концом колонны НКТ нижнего конца перфорированного хвостовика спуск колонны НКТ прекращают, после чего на устье скважины верхний конец эксплуатационной колонны оборудуют затрубной задвижкой с устьевым сальником, верхний конец технологической колонны труб оборудуют межтрубной задвижкой с устьевым герметизатором, а на верхний конец колонны НКТ монтируют трубную задвижку, далее при открытых трубной и межтрубной задвижках и закрытой затрубной задвижке закачивают в колонну НКТ обратную эмульсию, которую продавливают кислотным составом до заполнения межтрубного пространства скважины обратной эмульсией, закрывают межтрубную задвижку и открывают затрубную задвижку и продолжают закачку кислотного состава через затрубное пространство скважины в емкость, производят циркуляцию кислотного состава до потери активности кислотного состава, после чего циркуляцию кислотного состава прекращают, закрывают трубную задвижку и открывают межтрубную задвижку, после чего закачкой жидкости в межтрубное пространство скважины вытесняют обратную эмульсию из межтрубного в затрубное пространство скважины, по которому обратной эмульсией вытесняют продукты реакции кислотного состава с карбонатным коллектором через затрубную задвижку в емкость, после чего производят посадку пакера, отсоединяют разъединитель и извлекают из скважины технологическую колонну труб, при этом перфорированный хвостовик оставляют в горизонтальном стволе скважины, далее оснащают скважину эксплуатационным оборудованием и запускают ее в работу.



 

Похожие патенты:

Настоящее изобретение относится к вязкоупругим текучим средам, загущенным кислым композициям, а также к способам их использования. Водная вязкоупругая текучая среда для обработки подземного пласта, содержащая по меньшей мере одну композицию гелеобразующего вещества, где указанная композиция гелеобразующего вещества содержит по меньшей мере одно вязкоупругое поверхностно-активное вещество приведенной общей формулы, и систему растворителей, которая содержит воду, одноатомный спирт и двухатомный или многоатомный спирт, при массовом соотношении указанного одноатомного спирта и указанного двухатомного или многоатомного спирта от 1,0 до 2,2.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи неоднородного карбонатного коллектора.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов. Технический результат - повышение эффективности обработки скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи карбонатного коллектора.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи неоднородного карбонатного коллектора.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - расширение геологических условий применения устройства, повышение надежности, успешности и эффективности обработки призабойной зоны скважины, упрощение конструкции и изготовления устройства.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов, вскрытых скважинами с открытыми горизонтальными стволами.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способу заканчивания нефтяных малодебитных скважин с открытым забоем. Технический результат - сохранение устойчивости стенок ствола скважины и повышение дебитов нефти малодебитной скважины.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой или слоистой залежи нефти с преимущественно поровым типом коллектора многозабойными горизонтальными скважинами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологии интенсификации добычи нефти с целью увеличения конечного коэффициента извлечения нефти.

Изобретение относится к области технологии нефтедобычи, в особенности к способу добычи нефти из подземных нефтяных месторождений. Согласно способу проходят по меньшей мере одну нагнетательную скважину и по меньшей мере одну эксплуатационную скважину.
Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли и может быть использовано при разработке нефтяных залежей с подошвенной водой. Технический результат - повышение эффективности изоляции водопритока.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных терригенных или карбонатных продуктивных пластов скважинами с горизонтальным окончанием.

Изобретение относится к элементу, образующему инструмент как таковой или его компонент для скважин, предназначенный для извлечения углеводородных ресурсов, включая нефть и газ.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяной мало разведанной залежи. Техническим результатом является увеличение добычи нефти.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для воздействия на призабойную зону пласта и освоения скважин. Технический результат - упрощение устройства, повышение надежности его работы и повышение качества освоения скважины.

Изобретение относится к области разработки залежей жидких углеводородов, а именно к способам волнового воздействия на продуктивные пласты для интенсификации добычи и увеличения продуктивности участков залежей с трудноизвлекаемыми или блокированными запасами жидких углеводородов.

Изобретение относится к области разработки залежей полезных ископаемых, а именно к их интенсификации волновым воздействием. Задача изобретения - интенсификация добычи полезного ископаемого.

Группа изобретений относится к области добычи нефти с использованием добывающих скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами. Технический результат - повышение эффективности работы добывающей скважины.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке низкопроницаемой нефтяной залежи. Технический результат - увеличение эффективности гидроразрыва пласта и увеличение нефтеотдачи нефтяной залежи.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для ликвидации и предотвращения образования асфальтено-смолопарафиновых отложений (АСПО) в нефтегазодобывающих скважинах.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны горизонтальных стволов скважин, вскрывших карбонатный коллектор. Технический результат - повышение эффективности обработки. По способу определяют давления поглощения жидкости в открытом горизонтальном стволе скважины с обсаженной эксплуатационной колонной в вертикальной части. Осуществляют обработку открытого горизонтального ствола скважины жидкостью, обеспечивающей отсутствие поглощения. После этого на устье скважины снизу вверх собирают и спускают в открытый горизонтальный ствол скважины компоновку, состоящую из перфорированного хвостовика с центраторами, пакера, разъединителя, технологической колонны труб. Спуск компоновки производят до достижения нижним концом перфорированного хвостовика забоя горизонтального ствола скважины. Затем вовнутрь перфорированного хвостовика спускают колонну насосно-компрессорных труб - НКТ и за 5 м до достижения нижним концом колонны НКТ нижнего конца перфорированного хвостовика спуск колонны НКТ прекращают. Верхний конец эксплуатационной колонны оборудуют затрубной задвижкой с устьевым сальником. Верхний конец технологической колонны труб оборудуют межтрубной задвижкой с устьевым герметизатором. На верхний конец колонны НКТ монтируют трубную задвижку. При открытых трубной и межтрубной задвижках и закрытой затрубной задвижке закачивают в колонну НКТ обратную эмульсию. Ее продавливают кислотным составом до заполнения межтрубного пространства скважины обратной эмульсией. Закрывают межтрубную задвижку и открывают затрубную задвижку и продолжают закачку кислотного состава через затрубное пространство скважины в емкость. Производят циркуляцию кислотного состава до потери активности кислотного состава. После этого циркуляцию кислотного состава прекращают. Закрывают трубную задвижку и открывают межтрубную задвижку. Закачкой жидкости в межтрубное пространство скважины вытесняют обратную эмульсию из межтрубного в затрубное пространство скважины. Обратной эмульсией вытесняют продукты реакции кислотного состава с карбонатным коллектором через затрубную задвижку в емкость. Производят посадку пакера. Отсоединяют разъединитель и извлекают из скважины технологическую колонну труб. Перфорированный хвостовик оставляют в горизонтальном стволе скважины. Скважину оснащают эксплуатационным оборудованием и запускают ее в работу. 2 ил.

Наверх