Способ вскрытия продуктивных пластов

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при заканчивании скважин. Технический результат - снижение отрицательного влияния буровых растворов на коллекторы продуктивного пласта при первичном вскрытии, сохранение параметров бурового раствора при прохождении коллекторов различного состава, искусственная кольматация призабойной зоны в продуктивном интервале упрощенным технологическим способом. В способе вскрытия продуктивных пластов, включающем первичное вскрытие скважины на полимерном растворе, создание в призабойной зоне продуктивного пласта - ПЗПП кислоторазрушаемого защитного экрана нагнетанием указанного раствора, спуск обсадной колонны, цементирование затрубного пространства, перфорацию ПЗПП через обсадную колонну под слоем указанного раствора и разрушение указанного экрана кислотной обработкой, используют при первичном вскрытии для пластов среднего и нижнего карбона полимерный раствор плотностью 1040-1080 кг/м3 состава, мас.%: кальцинированная сода 3-5, карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ) 3,5-5, полиакриламид 2-3, мраморная пудра 48-55, вода - остальное, для терригенного пласта девона с повышенной минерализацией пластовой воды - полимерный раствор плотностью 1140-1300 кг/м3 состава, мас.%: кальцинированная сода 3-5, КМЦ 4-5, ксантановая камедь 2-3, мраморная пудра 60-80, вода - остальное, а при создании указанного экрана осуществляют нагнетание указанного раствора в гидроимпульсном режиме с созданием давления, выдержкой под давлением в течение 5-10 мин и сбрасыванием давления в призабойной зоне с повтором 10-15 раз. 4 табл.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при заканчивании скважин.

Известен способ заканчивания строительства скважины, включающий создание в призабойной зоне продуктивного пласта кислоторазрушаемого защитного экрана после предварительного образования в нем сети трещин и каналов с помощью перфоратора взрывного действия перед креплением скважины. Нагнетание кислоторазрушаемого раствора ведут давлением, превышающим на 10-15% расчетное давление цементирования. После крепления скважины кислоторазрушаемый защитный экран разрушают. Удаляют его путем кислотной обработки пласта. Кислотную обработку пласта ведут в гидроимпульсном режиме. Темп снижения давления периодически контролируют. Об окончании операции обработки судят по резкому снижению давления (Патент РФ №2225503, опублик. 2004.03.10).

Недостатком способа является повышенный удельный вес раствора, вследствие чего в процессе первичного вскрытия происходит глубокое проникновение в продуктивный пласт бурового фильтрата, содержащего значительный процент глинистой составляющей, вследствие чего последующее удаление кислотной обработкой происходит недостаточно интенсивно.

Известен способ обработки призабойной зоны пласта, согласно которому проводят первичное вскрытие скважины на полимермеловом растворе, перфорирование призабойной зоны продуктивного пласта под слоем полимермелового раствора, создают в призабойной зоне продуктивного пласта кислоторазрушаемый защитный экран нагнетанием полимермелового раствора под давлением, превышающим на 10-15% расчетное давление цементирования, спускают обсадную колонну, цементируют затрубное пространство, ведут повторную перфорацию призабойной зоны продуктивного пласта через обсадную колонну и разрушают защитный экран кислотной обработкой. Используют полимермеловые растворы плотностью 1040-1060 кг/м3 следующего состава, мас.%: кальцинированная сода -1-6, карбоксиметилцеллюлоза -1-6, полиакриламид - 2-3, глина - 48-52, мел - 46-50, вода - остальное (Патент РФ №2304698, опублик. 2007.08.20 - прототип).

Недостатком известного способа является то, что в процессе бурения происходит повышенный расход раствора (до 50%) из-за фильтрации на вибросито, кроме этого, после вторичного вскрытия продуктивного пласта кислотную обработку приходится делать длительное время, до 36 часов, что удлиняет время освоения скважины, а при прохождении геологического разреза с продуктивными карбонатными коллекторами верхнего девона и терригенными коллекторами среднего девона происходит осолонение и существенное изменение физико-химических свойств приготовленного раствора.

В изобретении решается задача сведения до минимума отрицательного влияния буровых растворов на коллекторы продуктивного пласта при первичном вскрытии, сохранение заданных параметров бурового раствора при прохождении коллекторов различного состава, применение экономически выгодных компонентов бурового раствора, искусственная кольматация призабойной зоны в продуктивном интервале упрощенным технологическим способом.

Задача решается тем, что в способе вскрытия продуктивных пластов, включающем первичное вскрытие скважины на полимерном растворе, создание в призабойной зоне продуктивного пласта кислоторазрушаемого защитного экрана нагнетанием указанного раствора, спуск обсадной колонны, цементирование затрубного пространства, перфорацию призабойной зоны продуктивного пласта через обсадную колонну под слоем указанного раствора и разрушение указанного экрана кислотной обработкой, согласно изобретению используют при первичном вскрытии для пластов среднего и нижнего карбона полимерный раствор плотностью 1040-1080 кг/м3 состава, мас.%: кальцинированная сода 3-5, карбоксиметилцеллюлоза 3,5-5, полиакриламид 2-3, мраморная пудра 48-55, вода - остальное, для терригенного пласта девона с повышенной минерализацией пластовой воды - полимерный раствор плотностью 1140-1300 кг/м3 состава, мас.%: кальцинированная сода 3-5, карбоксиметилцеллюлоза 4-5, ксантановая камедь 2-3, мраморная пудра 60-80, вода - остальное, а при создании указанного экрана осуществляют нагнетание указанного раствора в гидроимпульсном режиме с созданием давления, выдержкой под давлением в течение 5-10 мин и сбрасыванием давления в призабойной зоне с повтором 10-15 раз.

Сущность изобретения

Несмотря на достаточно высокий уровень современной технологии заканчивания скважин, вопрос исследования причин снижения продуктивности в результате отрицательного воздействия буровых растворов является актуальным.

При бурении скважин широко применяются глинистые растворы, имеющие плотность 1120-1180 кг/м3. Такая плотность зачастую значительно превышает оптимальную, что приводит к необратимому загрязнению коллектора твердой фазой и фильтратом бурового раствора. Буровой раствор, взаимодействуя с тонкодисперсной средой, каковой является продуктивный пласт, в большем или меньшем объеме ухудшает ее фильтрационные свойства. В зависимости от емкостно-фильтрационных свойств пласта, от состава бурового раствора, а также от продолжительности воздействия техногенных флюидов на пласт зона призабойной закупорки бывает различной. Принято считать, что для терригенных коллекторов ближняя зона призабойной закупорки коллектора составляет 5 см, удаленная достигает 70 см. В целом такие же показатели характерны и для карбонатных коллекторов.

Существующие технологии способствуют снижению загрязнения коллектора.

Недостатками известных способов является то, что в процессе бурения происходит повышенный расход раствора из-за фильтрации на вибросито, после вторичного вскрытия продуктивного пласта кислотную обработку приходится делать длительное время, что удлиняет время освоения скважины, а при прохождении геологического разреза с продуктивными карбонатными коллекторами верхнего девона и терригенными коллекторами среднего девона происходит осолонение и существенное изменение физико-химических свойств приготовленного раствора.

В изобретении решается задача сведения до минимума отрицательного влияния буровых растворов на коллекторы продуктивного пласта при первичном вскрытии, сохранение заданных параметров бурового раствора при прохождении коллекторов различного состава, применение экономически выгодных компонентов бурового раствора, искусственная кольматация призабойной зоны в продуктивном интервале упрощенным технологическим способом.

Задача решается следующим образом.

При вскрытии продуктивных пластов ведут первичное вскрытие скважины на полимерном растворе, создание в призабойной зоне продуктивного пласта кислоторазрушаемого защитного экрана нагнетанием указанного раствора, спуск обсадной колонны, цементирование затрубного пространства, перфорацию через обсадную колонну под слоем указанного раствора и разрушение указанного экрана кислотной обработкой. При первичном вскрытии для пластов среднего и нижнего карбона используют полимерный раствор плотностью 1040-1080 кг/м3 состава, мас.%: кальцинированная сода 3-5, карбоксиметилцеллюлоза 3,5-5, полиакриламид 2-3, мраморная пудра 48-55, вода - остальное. Для терригенного пласта девона с повышенной минерализацией пластовой воды используют полимерный раствор плотностью 1140-1300 кг/м3 состава, мас.%: кальцинированная сода 3-5, карбоксиметилцеллюлоза 4-5, ксантановая камедь 2-3, мраморная пудра 60-80, вода - остальное. При создании указанного экрана осуществляют нагнетание указанного раствора в гидроимпульсном режиме с созданием давления, выдержкой под давлением в течение 5-10 мин и сбрасыванием давления в призабойной зоне с повтором 10-15 раз.

Состав облегченного полимермраморного водного раствора составляет, мас.%:

Кальцинированная сода (Na2CO3)3-5
Карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ)3,5-5,0
Полиакриламид2-3
Мраморная пудра48-55
Водаостальное

Раствор готовят в два приема.

Вначале на буровой заготавливают полимерный раствор плотностью 1010-1020 кг/м3. Водные растворы реагентов готовят на пресной технической воде с использованием гидросмесителя и технологической емкости. В технологическую емкость объемом 10 м3, наполненную водой, последовательно вводят Na2СО3, КМЦ и полиакриламид. Циркуляцию осуществляют по схеме: металлическая емкость - гидросмеситель - чанок цементировочного агрегата - насос цементировочного агрегата - металлическая емкость.

После этого на буровой путем добавления мраморной пудры в облегченный полимерный раствор плотностью 1010-1020 кг/м3 с помощью гидросмесителя и бурового насоса приготавливают облегченный полимермраморный раствор необходимой плотности. Мраморная пудра может быть введена в раствор простой засыпкой по желобной системе. Объем мраморной пудры определяют исходя из требуемой плотности. Для нефтяных месторождений нижнего карбона Юго-востока Татарии рекомендуется раствор с плотностью 1040÷1080 кг/м3.

Состав раствора на основе ксантановой камеди и мраморной пудры составляет, мас.%:

Na2CO33-5
КМЦ4-5
Ксантановая камедь2-3
Мраморная пудра60-80
Водаостальное

Изменение содержания мраморной пудры зависит от заданных параметров плотности раствора.

Характеристики материалов

1. Ксантановая камедь представляет собой: «Ксантановая камедь Фуфенг (FUFENG Xantan Gum) MSDS от 12.01.2004, ТН ВЭД СНГ 1301909000.

Техническая спецификация от 08.08.2006 г.

Описание продуктаКсантановая камедь Фуфенг
Наименование показателейНорма показателя по НД
1. Внешний видПорошок кремово-белого цвета
2. Потери при сушке, %, не более13,0
3. Массовая доля золы, %, не более13,0
4. Вязкость по Брукфильду раствора камеди с массовой долей 1% в водном растворе 1%-ного KCl при 25°С, сП1500-1600
5. V1/V21,02-1,45
6. рН раствора камеди с массовой долей 1% в водном растворе 1%-ного KCl6,0-8,0

2. Мраморная пудра представляет собой: «Мрамор молотый марки URALCARB®5, соответствует ТУ-5716-002-56393945-2005.

Технические характеристики согласно ТУ-5716-002-56393945-2005

Описание продуктаМрамор тонкомолотый порошок высокой чистоты
Технические характеристики по ТУ-5716-002-56393945-2005
Наименование показателейНорма
Фракционный составСредний размен частиц(d 50%), мкм5
Наибольший размер частиц (d 98%), мкм20
Массовая доля остатка на сетке №0045<0,1%
Распределение частиц по размеру, мас.%
0-2,5 мкм35-40
0-10 мкм70-80
0-20 мкм>98%
Удельная поверхность Sv, м22,1-2,2
Химические свойстваМассовая доля летучих веществ (влажность)<0,3%
Массовая доля нерастворимых в HCl веществ<0,4%
Массовая доля веществ, растворимых в воде<0,3%
Массовая доля карбоната кальция (СаСО3)>97%
Значение рН9-10
Влажность, не более %0,2
Физические свойстваБелизна, усл. ед.>96%
Маслоемкость, мг/100 г19-20

3. КМЦ представляет собой: «Карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ), соответствует ТУ-2231 -017-32957739-02.

Технические характеристики карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ) согласно ТУ-2231-017-32957739-02.

№ п/пНаименование показателейТребования
ТУ-2231-017-32957739-02
1Внешний видВолокнистый или порошкообразный материал от белого до кремового цвета
2Массовая доля воды, %не более 10,0
3Динамическая вязкость водного раствора с массовой долей КМЦ 2% при температуре 25°С, мПа·с в пределах40-100
4Степень замещения0,8-1,0
5Мас. доля основного вещества в техническом продукте, %не более 50,0
6Водородный показатель водного раствора с мас. долей КМЦ 1%, ед. рН8-12
7Растворимость в воде в пересчете на абсолютно сухой технический продукт, %не более 98,0
8Степень полимеризациине менее 500

4. Кальцинированная сода представляет собой: «Сода кальцинированная техническая марки «Б» ГОСТ 5100-85».

Химическая формулаNa2CO3
Стандарт качестваГОСТ 5100-85
Внешний видПорошок белого цвета.
Показатели качества
Наименование показателейНормы для сортов
высшийсорт 1
1Массовая доля углекислого натрия (Na2CO3), %, не менее99,499
2Массовая доля углекислого натрия (Na2CO3), в пересчете на непрокаленный продукт, %, не менее98,998,2
4Массовая доля хлоридов в пересчете на NaCl, %, не более0,40,8
5Массовая доля железа в пересчете на Fe2O3, %, не более0,0030,008
6Массовая доля потери при прокаливании, %, не более0,50,8
7Массовая доля сульфатов в пересчете на Na2SO4, %, не более0,050,05
8Насыпная плотность, г/см3, не менее1,10,9
9Гранулометрический состав: остаток на сите с сеткой № 2К по ГОСТ 6613-86, %, не более55

Технология выполнения вскрытия продуктивных пластов

Способ вскрытия продуктивных пластов включает первичное вскрытие среднего и нижнего карбона скважины с использованием указанного выше состава с плотностью 1040÷1080 кг/м3, первичное вскрытие терригенных коллекторов девона с повышенной минерализацией пластовой воды с использованием в качестве бурового раствора раствора на основе ксантановой камеди и мраморной пудры плотностью 1140-1300 кг/м3, создание в призабойной зоне продуктивного пласта кислоторазрушаемого защитного экрана нагнетанием указанного полимерного раствора, способного разрушаться под действием кислоты, нагнетание полимермраморного раствора проводят повышением давления с выдержкой в течение 5-10 мин и сбрасыванием давления в призабойной зоне 10-15 раз, спуск обсадной колонны, цементирование затрубного пространства, повторную перфорацию призабойной зоны продуктивного пласта через обсадную колонну под слоем полимермраморного раствора указанного выше состава с плотностью 1040-1080 кг/м3 и разрушение защитного экрана кислотной обработкой.

Применение технологии предлагаемого изобретения в отличие от ранее существующих во-первых, позволяет избежать загрязнения продуктивного пласта глинистыми частицами, трудно растворяемыми при кислотной обработке, так как из состава раствора полностью исключена глинистая составляющая, во-вторых, применение мраморной пудры вместо мела позволяет лучше произвести вторичное вскрытие продуктивного пласта, так как мраморная пудра в отличие от мела при задавливании в пласт не уплотняется выше определенного предела и поэтому при кислотной обработке быстрее растворяется, в-третьих, свойство высокодисперсной мраморной пудры не комковаться играет положительную роль при фильтрации на вибросито, раствор на ее основе позволяет добиться высокой очистки, не комкуется и не отсеивается виброситом в системе циркуляции, что уменьшает потери дорогостоящего раствора, в-четвертых, переход на буровой раствор на основе ксантановой камеди и мраморной пудры плотностью 1140÷1300 кг/м3 позволяет избежать осолонения раствора пластовой водой, заданные параметры раствора сохраняются, старение раствора замедляется в 1,6 раза (с 39 суток до 60 суток). Структурно-механические свойства раствора на основе ксантановой камеди и мраморной пудры обладают более технологичными свойствами. Так, например, параметр фильтратоотдачи у раствора на основе ксантановой камеди и мраморной пудры составляет 3-4 см3/30 мин, тогда как у облегченного полимермелового раствора составляет 5-6 см3/30 мин, толщина фильтрационной корки у раствора на основе ксантановой камеди и мраморной пудры составляет 0,4 мм против 0,5 мм у облегченного полимермелового раствора. Снижение плотности раствора при вскрытии залежей нижнекарбоновского возраста, соответственно, уменьшает величину репрессии на продуктивный пласт, что, в свою очередь, позволяет снизить глубину загрязнения призабойной зоны пласта фильтратом.

Применение облегченного полимермраморного раствора приводит к сохранению коллекторских свойств пласта за счет снижения репрессионного давления на пласт. Это позволяет снизить глубину загрязнения призабойной зоны пласта фильтратом. Исключение глинистой составляющей из состава раствора и наличие химически активной твердой фазы (мрамора) с акриловыми полимерами создает искусственный защитный экран, снижая, тем самым, степень отрицательного влияния бурового раствора. Раствор, который все-таки проник в коллектор, полностью уничтожается при кислотной обработке пласта.

При прохождении карбонатных отложений верхнего девона в фаменском горизонте и необходимости установки цементных мостов отрабатывают имеющийся в стволе скважины полимерный раствор, производят изоляционные работы и переходят на полимерный раствор на основе ксантановой камеди и мраморной пудры. При вскрытии терригенных коллекторов девона с повышенной минерализацией пластовой воды во избежание осолонения бурового раствора его состав меняют на буровой раствор, приготовленный на основе ксантановой камеди и мраморной пудры, плотность которого в зависимости от геологических задач может меняться в широком диапазоне от 1140 до 1300 кг/м3. Повышение плотности раствора необходимо для исключения осолонения раствора за счет попадания пластовой воды с высокой минерализацией и изменения заданных параметров раствора.

Для предотвращения загрязнения продуктивного пласта при цементировании колонны проводится искусственная кольматация призабойной зоны путем задавливания облегченного полимермраморного раствора в карбонатный пласт при давлении, превышающем на 1,0-1,5 МПа расчетное давление, возникающее в процессе цементирования эксплуатационной колонны при вскрытии терригенных коллекторов девона перед цементированием эксплуатационной колонны, раствор на основе ксантановой камеди и мраморной пудры задавливается в терригенные коллекторы при давлении, превышающем 1,0-1,5 МПа расчетного давления, возникающего в процессе цементирования эксплуатационной колонны. Нагнетание раствора проводят повышением давления с выдержкой в течение 5-10 мин и сбрасыванием давления в призабойной зоне 10-15 раз. При этом образующийся гидравлический удар играет роль компрессора. В результате каналы и трещины призабойной зоны продуктивного пласта забиваются применяемым при вскрытии раствором и образуется защитный слой, исключающий проникновение цементного раствора в продуктивный пласт при цементаже заколонного пространства.

После спуска обсадной колонны и цементажа заколонного пространства производят вторичное вскрытие продуктивного пласта перфорацией. В пласт закачивают соляную кислоту, которая легко растворяет и уничтожает защитный слой в трещинах и каналах, образованных при искусственной кольматации при первичном вскрытии призабойной зоны. Мраморная пудра легко растворяется соляной кислотой, кислота быстро проникает в самые мелкие поры и трещины, в которые внедрился буровой раствор, так как в отличие от мела мраморная пудра не уплотняется выше определенного предела. Свойство высокодисперсной мраморной пудры не комковаться играет положительную роль и при фильтрации на вибросито, раствор на ее основе позволяет добиться высокой очистки, не комкуется и не отсеивается виброситом в системе циркуляции, что уменьшает потери дорогостоящего раствора,

Пример конкретного выполнения

Предлагаемый способ применен на скважине 6534 Фоминовского участка Алексеевского нефтяного месторождения. По проекту планируется вскрытие продуктивных терригенных пластов бобриковского горизонта, карбонатных коллекторов кизеловского горизонта нижнего карбона, продуктивных коллекторов терригенного девона. В верхнем интервале до кровли тульско-бобриковских отложений нижнего карбона скважину бурили на глинистом и водном растворах, так как из-за отсутствия в разрезе продуктивных отложений не было необходимости сохранять коллекторские свойства пластов. При достижении тульско-бобриковских отложений нижнего карбона бурение перевели на облегченный полимермраморный раствор плотностью 1060 кг/м3.

Состав для приготовления облегченного полимермраморного водного раствора составил, мас.%:

Na2CO34
КМЦ3,5
Полиакриламид2,5
Мраморная пудра52
Вода38

Первичное вскрытие продуктивных горизонтов нижнего карбона состоялось на глубинах 1480-1560 м. Применение полимермраморного раствора и искусственная кольматация проницаемых пор и трещин привели к сохранению коллекторских свойств продуктивных пластов тульско-бобриковского и кизеловского горизонтов нижнего карбона за счет снижения репрессионного давления на пласт и создания искусственного защитного экрана, снижая, тем самым, степень отрицательного влияния бурового раствора. Определенный на основе гидродинамических исследований скважин (ГИС) коэффициент пористости нефтенасыщенного интервала бобриковского горизонта составляет 20,6%, что является хорошим показателем для этого горизонта на Алексеевской площади. При прохождении карбонатных коллекторов верхнедевонского возраста был отработан имеющийся в стволе скважины облегченный полимермраморный раствор, тем самым были сохранены коллекторские свойства нефтеносных заволжского и данково-лебедянского горизонтов.

Перед вскрытием терригенных отложений среднего девона на глубине 2000 м был произведен переход на полимерный раствор на основе ксантановой камеди и мраморной пудры с параметрами: плотность ρ=1180 кг/м3, условная вязкость Т=35 сек, водоотдача В=4 см3/мин. Повышение плотности раствора до этих значений сделано во избежание осолонения бурового раствора за счет попадания в раствор пластовой воды с высокой минерализацией и изменения заданных параметров раствора.

Состав раствора на основе ксантановой камеди и мраморной пудры, мас.%:

Na2СО34,5
КМЦ4,5
Ксантановая камедь2,5
Мраморная пудра64
Вода24,5

Для предотвращения загрязнения коллекторов продуктивных пластов при цементировании колонны выполнена искусственная кольматация призабойной зоны путем задавливания полимермраморного раствора в коллекторы при давлении, превышающем на 1,5 МПа расчетное давление, возникающее в процессе цементирования эксплуатационной колонны. Задавливание раствора в пласт выполнено в гидроимпульсном режиме: устье скважины герметизировано, с помощью цементировочного агрегата в скважине создается нужное давление, выдерживают это давление в течение 8 минут, затем давление сбрасывают и это повторяют до 12 раз. В результате каналы и трещины призабойной зоны продуктивных пластов забиваются полимермраморным раствором и образуется защитный слой, исключающий проникновение цементного раствора в продуктивный пласт при цементаже заколонного пространства.

После этого проводят спуск обсадной колонны, цементирование затрубного пространства, перфорацию через обсадную колонну под слоем указанного раствора и разрушение указанного экрана кислотной обработкой.

Вскрытие продуктивных горизонтов терригенного девона на растворе с вышеуказанными параметрами позволило сохранить коллекторские свойства продуктивного пашийского горизонта. Определенный на основе ГИС коэффициент пористости нефтенасыщенного интервала пашийского горизонта составляет 24,0% - наиболее высокий показатель из всех имеющихся на Алексеевской площади девонских скважин. Вторичное вскрытие перфорацией продуктивного пашийского горизонта с последующей кислотной обработкой позволило запустить скважину в эксплуатацию с продуктивностью 3,877 м3/сут. атм, пластовое давление 190,76 атм, при уровне затрубной жидкости 250 м.

Применение технологии предлагаемого изобретения в отличие от ранее существующих, во-первых, позволяет избежать загрязнения продуктивного пласта глинистыми частицами, трудно растворяемыми при кислотной обработке, так как из состава раствора полностью исключена глинистая составляющая, во-вторых, применение мраморной пудры вместо мела позволяет лучше произвести вторичное вскрытие продуктивного пласта, так как мраморная пудра в отличие от мела при задавливании в пласт не уплотняется выше определенного предела и поэтому при кислотной обработке быстрее растворяется, в-третьих, свойство высокодисперсной мраморной пудры не комковаться играет положительную роль при фильтрации на вибросито, раствор на ее основе позволяет добиться высокой очистки, не комкуется и не отсеивается виброситом в системе циркуляции, что уменьшает потери дорогостоящего раствора. В-четвертых, переход на буровой раствор на основе ксантановой камеди и мраморной пудры плотностью 1140-1300 кг/м3 позволяет избежать осолонения раствора пластовой водой, заданные параметры раствора сохраняются, старение раствора замедляется в 1,6 раз (с 39 суток до 60 суток). Структурно-механические свойства раствора на основе ксантановой камеди и мраморной пудры обладают более технологичными свойствами. Так, например, параметр фильтратоотдачи у раствора на основе ксантановой камеди и мраморной пудры составляет 3-4 см3/30 мин, тогда как у облегченного полимермелового раствора составляет 5-6 см3/30 мин, толщина фильтрационной корки у раствора на основе ксантановой камеди и мраморной пудры составляет 0,3 мм против 0,5 мм у облегченного полимермелового раствора. Снижение плотности раствора при вскрытии залежей нижнекарбоновского возраста, соответственно, уменьшает величину репрессии на продуктивный пласт, что, в свою очередь, позволяет снизить глубину загрязнения призабойной зоны пласта фильтратом.

Способ вскрытия продуктивных пластов, включающий первичное вскрытие скважины на полимерном растворе, создание в призабойной зоне продуктивного пласта - ПЗПП кислоторазрушаемого защитного экрана нагнетанием указанного раствора, спуск обсадной колонны, цементирование затрубного пространства, перфорацию ПЗПП через обсадную колонну под слоем указанного раствора и разрушение указанного экрана кислотной обработкой, отличающийся тем, что используют при первичном вскрытии для пластов среднего и нижнего карбона полимерный раствор плотностью 1040-1080 кг/м3 состава, мас.%: кальцинированная сода 3-5, карбоксиметилцеллюлоза - КМЦ 3,5-5, полиакриламид 2-3, мраморная пудра 48-55, вода - остальное, для терригенного пласта девона с повышенной минерализацией пластовой воды - полимерный раствор плотностью 1140-1300 кг/м3 состава, мас.%: кальцинированная сода 3-5, КМЦ 4-5, ксантановая камедь 2-3, мраморная пудра 60-80, вода - остальное, а при создании указанного экрана осуществляют нагнетание указанного раствора в гидроимпульсном режиме с созданием давления, выдержкой под давлением в течение 5-10 мин и сбрасыванием давления в призабойной зоне с повтором 10-15 раз.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и направлено на повышение нефтеотдачи водонефтенасыщенных пластов и снижение обводненности добываемой нефти.

Изобретение относится к нефтегазовой области. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при создании устройств для обработки призабойной зоны скважины с использованием канатной техники.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения эффективности обработки призабойной зоны скважины. .
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для повышения или восстановления производительности скважин путем обработки призабойной зоны с применением устройств, содержащих газогенерирующий при сгорании композиционный материал.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения эффективности обработки призабойной зоны скважины. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при кислотной обработке призабойной зоны наклонной или горизонтальной скважины, проведенной в тонком карбонатном продуктивном пласте, подстилаемом водой.

Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано при подземной разработке выбросоопасных и газоносных угольных пластов. .
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам повышения нефтеотдачи пластов. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к биотехнологическим способам разработки обводненной нефтяной залежи, и может найти применение при повышении нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородных пластов нефтяных месторождений. .
Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к технологии нефтедобычи с применением кислотных составов для обработки призабойной зоны карбонатного пласта.
Изобретение относится к области крепления нефтяных и газовых скважин. .
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к реагентам для оптимизации свойств растворов, используемых при бурении нефтяных и газовых скважин.

Изобретение относится к нефтегазовой области. .
Изобретение относится к области добычи нефти и газа, в частности к добыче с использованием технологии возбуждения скважин путем расклинивания. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. .

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к безглинистым буровым растворам (БГБР), используемым для бурения скважин, в том числе наклонно-направленных и горизонтальных, а также боковых стволов в условиях низких пластовых давлений

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при заканчивании скважин

Наверх