Патент №2470150 - Способ вызова притока пластового флюида из скважины

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при освоении скважин с пластовым давлением в пределах от 0,8 до 1 от гидростатического давления столба жидкости в скважине. Способ вызова притока пластового флюида из скважины включает спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважину, снижение давления на продуктивный пласт заменой столба жидкости в скважине газожидкостной смесью путем ее подачи бустерным агрегатом, обеспечение требуемого соотношения составляющих смеси для достижения заданной величины снижения давления на продуктивный пласт. При этом при пластовом давлении в пределах от 0,8 до 1 от гидростатического давления столба жидкости в скважине перед спуском в скважину на нижний конец колонны НКТ устанавливают дистанционный глубинный манометр. После спуска колонны НКТ в скважину производят замену столба жидкости в скважине закачкой в колонну НКТ бустерным агрегатом газожидкостной смеси - пены большой плотности, включающей поверхностно-активное вещество, с малой степенью аэрации от 5 до 7 м3/м 3. После чего производят вызов притока пластового флюида из скважины подачей газожидкостной смеси в затрубное пространство скважины с заменой пены большой плотности на пену меньшей плотности. Путем постепенного повышения степени аэрации доводят снижение давления на продуктивный пласт до достижения заданной величины, которую контролируют по показаниям дистанционного глубинного манометра. Далее, поддерживая достигнутую величину давления путем изменения давления закачки бустерного агрегата, производят циркуляцию пены в объеме, равном объему скважины. При наличии притока пластового флюида из скважины заменяют пену в скважине на технологическую жидкость плотностью, обеспечивающей сохранение коллекторских свойств пласта. Причем при отсутствии притока пластового флюида из скважины циркуляцию пены останавливают, определяют кислотность пластового флюида из скважины путем отбора проб на рН-фактор. После чего по колонне НКТ производят закачку и продавку кислотной композиции в пласт. Выдерживают технологическую паузу в течение 2-3 ч, после чего открывают затрубную задвижку и повторяют операции, описанные выше. При этом после процесса замены пены большой плотности на пену меньшей плотности определяют кислотность пластового флюида из скважины путем отбора проб на рН-фактор. Техническим результатом является повышение качества и эффективности вызова притока пластового флюида. 2 ил.