Патенты автора Хасанова Наталья Анатольевна (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам воздействия на призабойную зону пласта, сложенного карбонатными породами или терригенными породами с содержанием карбонатов более 15%. Технический результат - повышение эффективности большеобъемной селективной кислотной обработки (БСКО) скважин в карбонатных коллекторах обработки, создание разветвленной сети флюидопроводящих каналов в виде червоточины по всей перфорированной толщине пласта, предотвращение формирования и разрушение сладж-комплексов. В способе большеобъемной селективной кислотной обработки призабойной зоны пласта в карбонатных коллекторах, включающем закачку в скважину растворителя, кислотного состава и жидкости-отклонителя с оптимальным расходом и оптимальным соотношением объема отклонителя к объему кислотного состава, предварительно осуществляют отбор керна, определяют геолого-физические характеристики пласта, особенности пустотного пространства, проводят фильтрационные исследования керна прокачкой через образцы керна используемых химреагентов для определения типа и концентрации кислотного состава, типов растворителя, отклонителя и модифицирующих добавок. Далее проектируют дизайн большеобъемной селективной кислотной обработки призабойной зоны пласта посредством компьютерной программы и осуществляют кислотную обработку призабойной зоны пласта путем закачки в любой последовательности с расходом 0,3-2,0 м3/мин растворителя, кислотного состава с удельным объемом 3-20 м3 на 1 метр перфорированного интервала и жидкости-отклонителя. В качестве растворителя берут взаимный растворитель или углеводородный растворитель, в качестве кислотного состава - кислоту соляную ингибированную модифицированную марки ПАКС - 1М (а, б) и марки КСМД - 1М (а,б), а в качестве отклонителя - смесь реагента TATOL/ТАТОЛ® КВС 1-3 с реагентом TATOL/ТАТОЛ®GEL (TG) 1-5. 2 з.п. ф-лы, 12 ил., 3 табл.

Изобретение относится к способам интенсификации добычи нефти из продуктивных пластов с применением селективных кислотных методов воздействия на призабойную зону пласта, сложенного карбонатными породами или терригенными породами с содержанием карбонатов более 15%. Технический результат - повышение эффективности большеобъемной селективной кислотной обработки БСКО призабойной зоны пласта, создание разветвленной сети флюидопроводящих каналов в виде червоточины по всей перфорированной толщине пласта, совместимость кислотного состава с пластовыми флюидами, предотвращение формирования и разрушения сладж-комплексов. Способ большеобъемной селективной кислотной обработки призабойной зоны пласта в карбонатных коллекторах включает закачку в скважину растворителя, кислотного состава и жидкости-отклонителя с оптимальным расходом и оптимальным соотношением объема жидкости-отклонителя к объему кислотного состава. Для этого предварительно осуществляют отбор керна, определяют геолого-физические характеристики пласта, особенности пустотного пространства, проводят фильтрационные исследования керна прокачкой через образцы керна используемых химреагентов для определения типа и концентрации кислотного состава, типов растворителя, отклонителя и модифицирующих добавок. Далее проектируют дизайн большеобъемной селективной кислотной обработки скважин посредством компьютерной программы и осуществляют кислотную обработку путем закачки в любой последовательности с расходом 0,3-2,0 м3/мин растворителя, кислотного состава с удельным объемом 3-20 м3 на 1 метр перфорированного интервала и жидкости-отклонителя. В качестве растворителя используют взаимный растворитель или углеводородный растворитель. В качестве кислотного состава берут кислоту соляную ингибированную синтетическую для нефтегазодобычи марок а, б, в, г, кислоту соляную синтетическую ингибированную модифицированную TATOL/ТАТОЛ®-HCl марок HCl-8/12/2500, HCl-8/12/5000, HCl-24/2500, HCl-24/5000, соляно-кислотный состав TATOL/ТАТОЛ - СКС марок HCl-15/2500, HCl-15/5000, HCl-24/2500, HCl-24/5000. В качестве жидкости-отклонителя берут загеленный кислотный состав модифицированный ЗКС-М 1-3 марок ЗКС-1М(а) и ЗКС-1М(б). 2 з.п. ф-лы, 3 табл., 12 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - снижение негативного воздействия кислоты на эксплуатационную колонну и подземное оборудование, исключение загрязнения окружающей среды из-за излива на устье скважины кислоты при монтаже и демонтаже оборудования на устье скважины с одновременным сокращением затрат на реализацию способа и снижением продолжительности процесса обработки призабойной зоны добывающей скважины. Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины эксплуатирующейся скважинным глубинным насосом включает спущенную в добывающую скважину колонну труб со штанговым глубинным насосом, вставленным в замковую опору колонны труб, исследование скважины, закачку кислоты в призабойную зону добывающей скважины, выдержку скважины и последующий отбор нефти из добывающей скважины. При этом останавливают привод штангового глубинного насоса, устанавливают и гидравлически обвязывают между собой насосный агрегат, переключатель потока жидкости, автоцистерну с кислотой, автоцистерну с антикоррозионной жидкостью и желобную емкость. После чего исследуют скважину отбивкой уровня жидкости в затрубном пространстве скважины. Включают привод штангового глубинного насоса и производят закачку антикоррозионной жидкости в затрубное пространство скважины в объеме 1,5-3 м3, не превышая давление закачки 2,0 МПа. При этом штанговый глубинный насос откачивает нефть из скважины в линию. Останавливают привод штангового глубинного насоса и ожидают снижения уровня жидкости в затрубном пространстве скважины. После чего исследуют скважину повторной отбивкой уровня жидкости в затрубном пространстве скважины. Извлекают штанговый глубинный насос из замковой опоры колонны труб, производят закачку кислоты в колонну труб скважины. Затем закачкой по колонне труб антикоррозионной жидкости в 1,25 объема колонны труб производят продавку кислоты из колонны труб через призабойную зону скважины в пласт. Осуществляют выдержку добывающей скважины на реакцию кислоты в призабойной зоне, после чего осуществляют закачку антикоррозионной жидкости в затрубное пространство скважины в 1,25 объеме колонны труб, устанавливают штанговый глубинный насос в замковую опору колонны труб, запускают привод штангового глубинного насоса и производят откачку штанговым глубинным насосом отработанной жидкости из пласта в желобную емкость до нейтрального рН, после чего осуществляют отбор нефти из добывающей скважины. 4 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - снижение негативного воздействия кислоты на эксплуатационную колонну и подземное оборудование, исключение загрязнения окружающей среды из-за излива на устье скважины кислоты при монтаже и демонтаже оборудования на устье скважины с одновременным сокращением затрат на реализацию способа и снижением продолжительности процесса обработки призабойной зоны добывающей скважины. Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины, эксплуатирующейся погружным электроцентробежным насосом, включает спущенный в добывающую скважину на колонне труб погружной электроцентробежный насос, проведение исследования скважины, закачку кислоты в призабойную зону добывающей скважины, выдержку скважины и последующий отбор нефти из добывающей скважины. При этом на устье скважины устанавливают и гидравлически обвязывают между собой насосный агрегат, автоцистерну с кислотой, автоцистерну с антикоррозионной жидкостью и желобную емкость. После чего исследуют скважину отбивкой уровня жидкости в затрубном пространстве скважины. Далее при работающем погружном электроцентробежном насосе производят закачку антикоррозионной жидкости в затрубное пространство скважины в объеме 1,5-3 м3, не превышая давление закачки 2,0 МПа, при этом погружной электроцентробежный насос откачивает нефть из скважины в линию. Затем отключают погружной электроцентробежный насос и ожидают снижения уровня жидкости в затрубном пространстве скважины. После чего исследуют скважину повторной отбивкой уровня жидкости в затрубном пространстве скважины, производят закачку кислоты в затрубное пространство скважины. Далее закачкой в затрубное пространство скважины антикоррозионной жидкости в 1,1 объема затрубного пространства скважины, не превышая давление закачки 3,0 МПа, производят продавку кислоты из затрубного пространства через призабойную зону скважины в пласт. Осуществляют выдержку добывающей скважины на реакцию кислоты в призабойной зоне, запускают погружной электроцентробежный насос и производят откачку погружным электроцентробежным насосом отработанной жидкости из пласта в желобную емкость до нейтрального рН, после чего осуществляют отбор нефти из добывающей скважины. 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к способам интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов, вскрытых скважинами с открытыми горизонтальными стволами. Технический результат - повышения эффективности и качества кислотной обработки открытого горизонтального ствола, а также исключение излива кислоты на устье скважины и повышение техники безопасности проведения работ с кислотой, сокращение длительности обработки. открытого горизонтального ствола скважины. По способу выделяют интервалы обработки пласта. Спускают колонну насосно-компрессорных труб - НКТ, - оснащенную снизу гидромониторной насадкой с посадочным седлом под сбрасываемый в колонну НКТ с устья скважины запорный элемент. Устанавливают гидромониторную насадку напротив ближайшего к забою интервала кислотной обработки. С устья скважины сбрасывают запорный элемент в колонну НКТ. Технологической жидкостью доводят его до посадочного седла гидромониторной насадки. Осуществляют кислотную обработку. По завершении кислотной обработки гидромониторную насадку извлекают на поверхность. При этом геофизическими исследованиями в открытом горизонтальном стволе скважины выделяют интервалы с низкой и с высокой проницаемостями. Гидромониторную насадку оснащают выше посадочного седла двумя рядами отверстий с возможностью закачки кислоты как через одни ряд отверстий, так и одновременно через два ряда отверстий. Кислотную обработку производят перемещением колонны труб от забоя к устью в режиме гидромониторного воздействия с образованием продольных плоскостей в призабойной зоне пласта - напротив радиальных отверстий гидромониторной насадки по всей длине открытого горизонтального ствола. В интервалах с высокой проницаемостью обработку производят через один ряд гидромониторной насадки под давлением до 10,0 до 19,99 МПа, создаваемым одним насосным агрегатом. В интервалах открытого горизонтального ствола с низкой проницаемостью обработку производят через два ряда гидромониторной насадки под давлением от 20,0 до 35,0 МПа, создаваемым двумя насосным агрегатами. В процессе перемещения колонны НКТ в направлении от устья к забою скважины после подъема НКТ каждый раз кислоту из НКТ через образованные продольные полости в призабойной зоне пласта продавливают в продуктивный пласт. По окончании кислотной обработки продукты реакции кислоты с породами продуктивного пласта извлекают. Затем осуществляют освоение скважины свабированием. 5 ил.

Изобретение относится к разработке нефтяных и газовых месторождений с применением кислотных методов воздействия на призабойную зону пласта и может быть использовано для оценки эффективности кислотной обработки и повышения результативности воздействия на призабойную зону продуктивного пласта. Техническим результатом является повышение точности оценки эффективности и контроля кислотной обработки, и ускорение процесса расчета характеристик воздействия кислотного состава. Способ включает отбор керна, изготовление образцов керна, исследование их на сканирующем электронном микроскопе, прокачку через образцы керна химического реагента, изготовление шлифов со стороны входа и выхода химреагента, исследование рентгеновским томографом образцов керна после прокачки химреагента, сравнение изображений и выделение наиболее эффективных форм каналов растворения, расчет численного значения эффективности кислотной обработки методом компьютерной обработки величин характеристик изображений, полученных с помощью томографа, и выбор минимального численного значения эффективности в качестве критерия наибольшей эффективности кислотной обработки. При этом в качестве численного значения эффективности кислотной обработки используют величину стимуляции, причем сначала с помощью программного обеспечения автоматически определяют объем распространения червоточины, затем глубину проникновения кислотного раствора, после чего рассчитывают величину стимуляции по математической формуле. 3 пр., 4 ил.

 


Наверх