Способ реагентной разглинизации скважины

Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано для повышения проницаемости призабойной зоны пласта. Технический результат - упрощение способа и снижение затрат на его осуществление без потери эффективности разглинизации скважин, предохранение эксплуатационной колонны от воздействия высоких давлений, возникающих при продавке реагента в пласт с учетом предельно допустимого давления на пласт в процессе осуществления технологических операций и освоения скважины по колонне насосно-компрессорных труб НКТ с пакером. Способ реагентной разглинизации скважины включает предварительный спуск колонны НКТ до нижних перфорационных отверстий, формирование в зоне перфорационных отверстий первой ванны закачкой в скважину по колонне НКТ разглинизирующего раствора, его выдержку, удаление, последующее формирование в той же зоне второй ванны водного раствора кислоты с продавкой его через зону перфорации в пласт и удаление второй ванны промывкой, освоение скважины. В качестве разглинизирующего раствора применяют водный раствор едкого натра с добавлением поверхностно-активного вещества ПАВ. При спуске колонны НКТ в скважину ее оснащают пакером. Далее при открытой затрубной задвижке производят формирование первой ванны путем закачки указанного водного раствора едкого натра по колонне НКТ и его продавкой технологической жидкостью по колонне НКТ доводят указанный водный раствор едкого натра до пласта. Затем сажают пакер на глубине не менее 50 метров выше обрабатываемого пласта и производят продавку водного раствора едкого натра технологической жидкостью в пласт, не превышая допустимое давление на пласт, затем оставляют скважину на реагирование в течение 10 часов под давлением, не превышающим допустимое давление на пласт. Затем распакеровывают пакер и доспуском колонны НКТ до 1-1,5 метра до забоя обратной промывкой производят промывку забоя технологической жидкостью. Далее приподнимают пакер так, чтобы он находился на глубине не менее 50 метров выше пласта. Затем в этой же зоне образуют вторую ванну путем закачки глинокислотного раствора с добавлением реагента Катапин КИ-1 из расчета того, что объем глинокислотного раствора должен составлять 0,5-1 м3 на один метр пласта. Продавкой по колонне НКТ технологической жидкостью доводят указанный глинокислотный раствор до пласта, затем сажают пакер и производят продавку глинокислотного раствора в пласт технологической жидкостью, не превышая при этом допустимое давление на пласт. Производят выдержку на реагирование в течение 1-2 часов. Потом производят свабирование скважины по колонне НКТ в объеме 1,5-2 объема скважины. Затем определяют приемистость скважины при давлении, не превышающем предельно допустимое на пласт. При недостижении необходимой приемистости скважины вышеописанные операции повторяют не более трех раз до достижения требуемой приемистости скважины.

 

Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано для повышения проницаемости призабойной зоны пласта.

Известен способ реагентной разглинизации скважины (патент RU №2055983, МПК8 E21B 43/27, опубл. в бюл. №12 от 10.03.1996 г.), оборудованной колонной насосно-компрессорных труб (НКТ), включающий закачку в скважину по НКТ водного раствора кислой соли щелочного металла, выдержку раствора на фильтре и освоение скважины, при этом НКТ предварительно опускают до нижних отверстий фильтра, выдержку водного раствора кислой соли щелочного металла осуществляют в течение 8-10 ч, после чего дополнительно устанавливают на 1-2 ч кислотную ванну из соляной и плавиковой кислот в концентрациях соответственно соляной 6-10 мас.% и плавиковой 2-5 мас.%.

Также известен способ кислотной обработки призабойной зоны пласта (патент RU №2078203, МПК8 E21B 43/27, опубл. в бюл. №12 от 27.04.1997 г.), включающий спуск в скважину насосно-компрессорных труб до уровня верхних отверстий интервала перфорации и закачку в пласт через насосно-компрессорные трубы расчетного количества раствора соляной кислоты, при этом закачку раствора соляной кислоты осуществляют двумя порциями, одна из которых является начальной, а другая основной, при этом перед подачей в насосно-компрессорные трубы начальной порции в нее предварительно вводят утяжеляющий агент - тяжелую соль неорганической кислоты в количестве, обеспечивающем плотность раствора, превышающую плотность скважинной жидкости, находящейся в интервале перфорации, и объем раствора, соответствующий объему забойной части скважины в интервале перфорации, причем подачу начальной порции раствора соляной кислоты в скважину до заполнения интервала перфорации осуществляют при открытой затрубной задвижке, при этом в качестве утяжеляющего агента - тяжелой соли неорганической кислоты, используют хлористый кальций или хлористый цинк.

Недостатками обоих этих способов являются:

- во-первых, низкая эффективность воздействия кислотами на глиносодержащие коллекторы и коллекторы, кальматированные глинистыми минералами в процессе бурения, вскрытия, ремонтных работ, что связано со спецификой взаимодействия глинистых минералов с кислотами, что связанно с тем, что не происходит диспергирования глинистых минералов, и, как итог, низкая растворяющая способность глинистых минералов кислотами;

- во-вторых, при воздействии кислотами не предотвращается эффект набухания глин при взаимодействии их с пресными водами.

Известен способ реагентной разглинизации скважин (патент RU №2120546, МПК8 E21B 43/27, опубл. в бюл. №29 от 20.10.1998 г.), включающий формирование в зоне перфорации первой ванны водного раствора кислой соли щелочного металла, ее выдержку, удаление, последующее формирование в той же зоне второй ванны водного раствора соляной кислоты, ее выдержку, удаление второй ванны и последующее освоение скважины, причем в водный раствор соляной кислоты добавляют хлористый калий в концентрации 0,2-2 мас.%, удаление первой ванны производят ее откачкой, а содержимое скважины после удаления первой ванны осуществляют замещением первоначальным объемом водного раствора соляной кислоты с хлористым калием в указанной концентрации в процессе формирования второй ванны, при этом упомянутый первоначальный объем водного раствора соляной кислоты с хлористым калием в указанной концентрации после выдержки вытесняют из зоны перфорации вверх закачкой продавочной жидкости, в качестве которой используют упомянутый водный раствор соляной кислоты с хлористым калием в указанной концентрации, продавливают его через зону перфорации в призабойную зону пласта и выдерживают, удаление второй ванны осуществляют промывкой, после удаления второй ванны производят удаление водной фазы, тонкодисперсных глинистых минералов и продуктов реакции из призабойной зоны пласта.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, очистка от глинистых материалов осуществляется только непосредственно в зоне перфорации. В призабойной части пласта глинистые минералы остаются и при попадании в эти зоны пресной воды, например при проведении ремонтных работ и закачке в пласт воды с целью поддержания пластового давления, глинистые минералы набухают, увеличиваясь в объеме, и перекрывают фильтрационные каналы, снижая тем самым дебит или приемистость скважины;

- во-вторых, в промежутке между установкой первой ванны и второй ванны требуется промывка скважины водой для исключения реакции нейтрализации между растворами соды и кислоты, что увеличивает расход воды и для чего требуется дополнительное время;

- в-третьих, невысокая эффективность восстановления первоначальной гидропроводности призабойной зоны, что особенно важно для нагнетательных скважин.

Наиболее близким по технической сущности является способ реагентной разглинизации скважин (патент RU №2160831, МПК8 E21B 43/27, опубл. в бюл. №36 от 20.12.2000 г.), включающий формирование в зоне перфорации первой ванны водного раствора кислой соли щелочного металла, ее выдержку, удаление, последующее формирование в той же зоне второй ванны водного раствора соляной кислоты, причем в водный раствор соляной кислоты добавляют хлористый калий в концентрации 0,2-2 мас.%, ее выдержку, удаление второй ванны, при этом упомянутый первоначальный объем водного раствора соляной кислоты с хлористым калием в указанной концентрации после выдержки вытесняют из зоны перфорации вверх закачкой продавочной жидкости, в качестве которой используют упомянутый водный раствор соляной кислоты с хлористым калием в указанной концентрации, продавливают его через зону перфорации в призабойную зону пласта и выдерживают, а удаление второй ванны осуществляют промывкой, и в последующем осваивают скважину, причем в раствор кислой соли щелочного металла добавляют углекислый калий в концентрации 0,5-3 мас.%, удаление первой ванны производят ее откачкой, после удаления второй ванны производят удаление водной фазы, тонкодисперсных глинистых минералов и продуктов реакции из призабойной зоны пласта, при этом удаление первой ванны и удаление водной фазы, тонкодисперсных глинистых минералов и продуктов реакции из призабойной зоны пласта производят свабированием или откачкой насосом или желонкой, причем в водный раствор соляной кислоты с хлористым калием в концентрации 0,2-2 мас.% вводят плавиковую кислоту с концентрацией 2-5 мас.%, а в качестве водного раствора кислой соли щелочного металла используют раствор бикарбоната натрия с концентрацией 5-15 мас.%, а выдержку первой ванны осуществляют в течение 8-10 часов, причем вторую ванну водного раствора соляной кислоты с хлористым калием в концентрации 0,2-2 мас.% формируют на 0,5-1 ч, при этом используют соляную кислоту в концентрации 6-10 мас.%.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, сложность и дороговизна, связанная с длительным процессом его осуществления, и как следствие большие материальные (огромное количество применяемых химических реагентов) и финансовые (трудоемкость проведения технологических операций) затраты;

- во-вторых, отсутствие пакера в процессе осуществления технологических операций может привести к повреждению эксплуатационной колонны при продавке реагента в пласт под давлением, превышающим допустимое на эксплуатационную колонну, особенно это касается скважин с продолжительностью эксплуатации более 15-20 лет, имеющих эксплуатационные колонны с коррозионным износом;

- в-третьих, не учитывается предельно допустимое давление на пласт, превышение которого может привести к разрыву (образованию трещин в пласте) и, как следствие, преждевременному обводнению скважин;

в-четвертых, удаление продуктов реакции производят свабированием по эксплуатационной колонне либо откачкой насосом или желонкой, а это увеличивает затраты времени на освоение скважины.

Задачей изобретения является упрощение и снижение затрат на осуществление способа без потери эффективности разглинизации скважин с возможностью предохранения эксплуатационной колонны от воздействия высоких давлений, возникающих при продавке реагента в пласт с учетом предельно допустимого давления на пласт в процессе осуществления технологических операций и освоения скважины по колонне НКТ с пакером.

Поставленная задача решается способом реагентной разглинизации скважины, включающим предварительный спуск колонны НКТ до нижних перфорационных отверстий, формирование в зоне перфорационных отверстий первой ванны закачкой в скважину по колонне НКТ разглинизирующего раствора, его выдержку, удаление, последующее формирование в той же зоне второй ванны водного раствора кислоты, продавку через зону перфорации в пласт и удаление второй ванны промывкой, освоение скважины.

Новым является то, что в качестве разглинизирующего раствора применяют водный раствор едкого натра с добавлением поверхностно-активного вещества ПАВ, при этом при спуске колонны НКТ в скважину ее оснащают пакером, далее при открытой затрубной задвижке производят формирование первой ванны путем закачки водного раствора едкого натра по колонне НКТ и его продавкой технологической жидкостью по колонне НКТ доводят водный раствор едкого натра до пласта, после чего сажают пакер на глубине не менее 50 метров выше обрабатываемого пласта и производят продавку водного раствора едкого натра технологической жидкостью в пласт, не превышая допустимое давление на пласт, затем оставляют скважину на реагирование в течение 10 часов под давлением, не превышающим допустимое давление на пласт, после чего распакеровывают пакер и доспуском колонны НКТ до 1-1,5 метра до забоя обратной промывкой производят промывку забоя технологической жидкостью, далее приподнимают пакер так, чтобы он находился на глубине не менее 50 метров выше пласта, затем в этой же зоне образуют вторую ванну путем закачки глинокислотного раствора с добавлением реагента Катапин КИ-1 из расчета того, что объем глинокислотного раствора должен составлять 0,5-1 м3 на один метр пласта, и продавкой по колонне НКТ технологической жидкостью доводят глинокислотный раствор до пласта, затем сажают пакер и производят продавку глинокислотного раствора в пласт технологической жидкостью, не превышая при этом допустимое давление на пласт, производят выдержку на реагирование в течение 1-2 часов, после чего производят свабирование скважины по колонне НКТ в объеме 1,5-2 объема скважины, затем определяют приемистость скважины при давлении, не превышающем предельно допустимое на пласт, при недостижении необходимой приемистости скважины, вышеописанные операции повторяют не более трех раз до достижения требуемой приемистости скважины.

Одной из основных причин снижения дебита добывающих и приемистости нагнетательных скважин при их эксплуатации является взаимодействие глинистых минералов и воды, т.е. гидратация. Возможны два основных механизма адсорбции воды на глинистых частицах: адсорбция мономолекулярных слоев воды на плоские поверхности кристаллических решеток частиц и осмотическое набухание, происходящее вследствие высокой концентрации ионов, удерживаемых электростатическими силами вблизи поверхности глинистых частиц.

В тех случаях, когда глинистые отложения под действием вышележащих слоев осадочных пород уплотняются, адсорбированная глинистыми минералами вода выжимается вместе с поровой водой. Количество остающейся воды зависит от глубины погружения, типа и объемной доли глинистых минералов, присутствия обменных катионов и некоторых других факторов. При вскрытии пластов, содержащих глинистые отложения, обезвоженная глина начинает адсорбировать воду, увеличиваясь в объеме. Это явление может вызвать не только закупорку каналов, но и дестабилизировать ствол скважины, что проявляется в виде пластичного течения породы, состоящей преимущественно из натриевого монтмориллонита.

Несколько иной механизм действия, но вызывающий аналогичные явления, может происходить при осмотическом набухании глин. Сущность его заключается в следующем. Вследствие поверхностной диссоциации глинистых частиц, а также растворения солей, находящихся в породе, между поровой водой, а также водой, взаимодействующей с глиной, возникают градиенты концентраций, которые вводят в процесс гидратации осмотические силы. Осмотическое набухание происходит в результате того, что концентрация катионов между слоями глин больше их концентрации в основной массе водного раствора. Поэтому вода втягивается в межслоевое пространство, в результате чего расстояние между слоями увеличивается и появляется возможность образования диффузионных частей двойных электрических слоев.

Одним из способов восстановления дебита добывающих и приемистости нагнетательных скважин является разрушение глинистых частиц, т.е. разглинизация с помощью химических реагентов. Технология разглинизации направлена на разрушение глинистых частиц. Механизм реакции заключался в воздействии на кристаллическую решетку глинистой частицы, при этом в ней происходит ослабление структурных связей, что приводит к разрушению глинистых частиц, после чего последние неспособны к пептизации и уплотнению и легко выносятся из порового пространства.

Предложенный способ осуществляется следующим образом.

Перед осуществлением способа завозят на скважину в автоцистерне готовый разглинизирующий состав в виде водного раствора едкого натра (NaOH) или приготавливают на скважине требуемый объем разглинизирующего раствора следующим образом.

В мерную емкость агрегата набирают требуемый объем технической жидкости удельным весом 1000 кг/м3 и в процессе круговой циркуляции добавляют в автоцистерну 2% от объема едкого натра (в сухом виде), а затем добавляют 1% от объема поверхностно-активного вещества (ПАВ), например МЛ-81 Б.

Затем в эксплуатационную колонну, например диаметром 146 мм, скважины в составе, например, 73 мм колонны НКТ спускают пакер любой известной конструкции, например механический пакер с осевой посадкой, при этом нижний конец колонны НКТ должен находиться в зоне нижних перфорационных отверстий, при этом пакер должен находиться на глубине не менее 50 метров выше обрабатываемого пласта для того, чтобы минимизировать взаимодействие водного раствора едкого натра с резиновыми элементами пакера.

Далее при открытой затрубной задвижке производят формирование первой ванны путем закачки разглинизирующего раствора (водного раствора едкого натра) по колонне НКТ и его продавкой по колонне НКТ технологической жидкостью, например, плотностью 1180 кг/м3 в скважину доводят водный раствор едкого натра до пласта.

Осевым перемещением колонны НКТ с устья скважины вверх, а затем вниз сажают пакер и производят продавку водного раствора едкого натра технологической жидкостью плотностью 1180 кг/м3 в пласт, не превышая допустимое давление на пласт, например 15 МПа, затем оставляют скважину на реагирование в течение 10 часов под давлением, не превышающем допустимое давление пласт, как отмечено выше 15 МПа.

По прошествии 10 часов распакеровывают пакер и доспуском колонны НКТ до 1-1,5 метра до забоя обратной промывкой производят промывку забоя технологической жидкостью плотностью 1180 кг/м3. Поднимают колонну НКТ вверх так, чтобы пакер размещался на глубине не менее 50 метров выше обрабатываемого пласта для того, чтобы минимизировать взаимодействие водного раствора едкого натра с резиновыми элементами пакера.

Далее в зоне перфорационных отверстий эксплуатационной колонны образуют вторую ванну путем закачки по колонне НКТ глинокислотного раствора с добавлением реагента Катапин КИ-1 при следующих соотношениях компонентов, мас.%: глинокислота 95-99,5, Катапин КИ-1 0,5-5. Используемая глинокислота содержит 2-8 мас.% фтористого водорода и 10-30 мас.% хлористого водорода.

Производят обработку пласта из расчета того, что объем водного растовора глинокислоты с добавлением реагента Катапин КИ-1 должен составлять 0,5-1 м3 на один метр обрабатываемого пласта.

Закачанный по колонне НКТ глинокислотный раствор с добавлением реагента Катапин КИ-1 доводят по колонне НКТ до пласта технологической жидкостью удельным весом 1180 кг/м3. Далее сажают пакер ПРО-ЯМО-ЯГ-122 и производят продавку глинокислотного раствора в пласт технологической жидкостью плотностью 1180 кг/м3.

Дают выдержку на реагирование в течение 1-2 часов. Производят свабирование скважины по колонне НКТ в объеме 1,5-2 объема скважины. Спуском сваба в колонну НКТ производят отбор жидкости выше указанного объема за расчетное количество рейсов. После чего определяют приемистость пласта закачкой технологической жидкости плотностью 1180 кг/м3 расчетного объема, не превышая допустимое давление на пласт, т.е. 15 МПа, которая составила, например, 120 м3/сут в сравнении с приемистостью скважины, которая была до реализации предлагаемого способа 80 м3/сут.

Если требуемая приемистость составляет, например, 160 м3/сут и она не была достигнута (120 м3/сут), то вышеописанные операции повторяют не более трех раз до достижения требуемой приемистости скважины, т.е. 160 м3/сут.

Пример конкретного выполнения способа на скважине 343 НГДУ «Бавлынефть»

Геолого-технические характеристики:

- категория скважин - эксплуатационная;

- способ эксплуатации - нагнетательная;

- эксплуатационная колонна - 146 мм;

- текущий забой - 1788,8 м;

- интервал перфорации - 1764,6-1769,1 м.

- приемистость скважины до реализации данного способа - 60 м3/сут.

Приготовили разглинизирующий раствор в объеме 2 м3, представляющий собой водный раствор едкого натра. Для этого в мерную емкость агрегата набрали 2 м3 технической жидкости удельным весом 1000 кг/м3 и в процессе круговой циркуляции добавили в автоцистерну 40 кг сухого едкого натра (2% от объема, т.е. 2% × 2 м3 × 1000 кг/м3 / 100% = 40 кг), а затем добавили 20 литров поверхностно-активного вещества (ПАВ) с МЛ-81 Б (1% от объема, т.е. 1% × 2 м3 / 100% = 0,02 м3 = 20 л).

Затем в эксплуатационную колонну скважины в составе 73 мм колонны НКТ спустили пакер ПРО-ЯМО-ЯГ-122 до глубины 1700 метров (пакер должен находиться выше интервала перфорационных отверстий эксплуатационной колонны), при этом нижний конец колонны НКТ установили на глубине 1769,1 м, что соответствует зоне нижних перфорационных отверстий эксплуатационной колонны.

Далее при открытой затрубной задвижке произвели формирование первой ванны путем закачки разглинизирующего раствора (водного раствора едкого натра) в объеме 2 м3 по колонне НКТ и его продавкой технологической жидкостью, например, плотностью 1180 кг/м3 в объеме 3,3 м3 довели до пласта.

Произвели посадку пакера ПРО-ЯМО-ЯГ-122 на глубине 1700 метров и продавку водного раствора едкого натра технологической жидкостью плотностью 1180 кг/м3 в объеме 2,5 м3 в пласт, не превышая допустимое давление пласт, например 14 МПа, затем оставили скважину на реагирование в течение 10 часов под давлением, не превышающим допустимое давление пласт, как отмечено выше, 14 МПа.

По прошествии 10 часов распакеровывали пакер ПРО-ЯМО-ЯГ-122 и доспуском колонны НКТ до глубины 1788,8-1,5=1787,3 м обратной промывкой произвели промывку забоя технологической жидкостью плотностью 1180 кг/м3 в объеме 2,5 м3.

Подняли колонну НКТ вверх так, чтобы пакер ПРО-ЯМО-ЯГ-122 размещался на 10-15 метров выше верхнего интервала перфорационных отверстий эксплуатационной колонны, т.е. находился на глубине 1750 метров.

Далее в зоне перфорационных отверстий эксплуатационной колонны образовали вторую ванну путем закачки по колонне НКТ водного раствора глинокислоты с добавлением реагента Катапин КИ-1 при следующих соотношениях компонентов, мас.%: глинокислота 95-99,5, Катапин КИ-1 0,5-5.

Произвели обработку пласта из расчета того, что объем водного растовора глинокислоты с добавлением реагента Катапин КИ-1 должен составлять 0,5-1 м3 на один метр пласта. В данном случае высота пласта составляет (1769,1-1764,6)=4,5 м. Тогда объем водного раствора глинокислоты с добавлением реагента Катапин КИ-1 составляет 4,5 м × (0,5-1 м3)=2,25-4,5 м3, например 3 м3.

Закачанный по колонне НКТ глинокислотный раствор с добавлением реагента Катапин КИ-1 в объеме 3 м3 довели до пласта технологической жидкостью плотностью 1180 кг/м3 в объеме 2,2 м3. Далее посадили пакер ПРО-ЯМО-ЯГ-122 на глубине 1750 метров и произвели продавку глинокислотного раствора в пласт технологической жидкостью плотностью 1180 кг/м3 в объеме 4 м3.

Дали выдержку на реагирование в течение 1-2 часов. Произвели свабирование скважины по колонне НКТ в объеме 1,5-2 объема скважины. Спуском сваба в колонну НКТ произвели отбор жидкости выше указанного объема за расчетное количество рейсов. После чего определили приемистость пласта закачкой технологической жидкости плотностью 1180 кг/м3 в объеме 6,0 м3, не превышая давления 10 МПа, которая составила 150 м3/сутки. В результате приемистость скважины выросла в 2,5 раза.

Предлагаемый способ реагентной разглинизации скважины прост и менее затратен в осуществлении при сравнении с прототипом. Кроме того, он позволяет достаточно эффективно произвести разглинизацию скважины и предохранить эксплуатационную колонну от воздействия высоких давлений, возникающих в процессе продавки химического реагента в пласт с учетом предельно допустимого давления на пласт в процессе осуществления технологических операций, а освоением скважины по колонне НКТ с пакером позволяет существенно сократить время на освоение скважины, что снижает затраты в целом.

Способ реагентной разглинизации скважины, включающий предварительный спуск колонны НКТ до нижних перфорационных отверстий, формирование в зоне перфорационных отверстий первой ванны закачкой в скважину по колонне НКТ разглинизирующего раствора, его выдержку, удаление, последующее формирование в той же зоне второй ванны водного раствора кислоты с продавкой его через зону перфорации в пласт и удаление второй ванны промывкой, освоение скважины, отличающийся тем, что в качестве разглинизирующего раствора применяют водный раствор едкого натра с добавлением поверхностно-активного вещества (ПАВ), при этом при спуске колонны НКТ в скважину ее оснащают пакером, далее при открытой затрубной задвижке производят формирование первой ванны путем закачки водного раствора едкого натра по колонне НКТ и его продавкой технологической жидкостью по колонне НКТ доводят водный раствор едкого натра до пласта, после чего сажают пакер на глубине не менее 50 м выше обрабатываемого пласта и производят продавку водного раствора едкого натра технологической жидкостью в пласт, не превышая допустимое давление на пласт, затем оставляют скважину на реагирование в течение 10 ч под давлением, не превышающим допустимое давление на пласт, после чего распакеровывают пакер и доспуском колонны НКТ до 1-1,5 м до забоя, обратной промывкой производят промывку забоя технологической жидкостью, далее приподнимают пакер так, чтобы он находился на глубине не менее 50 м выше пласта, затем в этой же зоне образуют вторую ванну путем закачки глинокислотного раствора с добавлением реагента Катапин КИ-1 из расчета того, что объем глинокислотного раствора должен составлять 0,5-1 м3 на один метр пласта, и продавкой по колонне НКТ технологической жидкостью доводят глинокислотный раствор до пласта, затем сажают пакер и производят продавку глинокислотного раствора в пласт технологической жидкостью, не превышая при этом допустимое давление на пласт, производят выдержку на реагирование в течение 1-2 ч, после чего производят свабирование скважины по колонне НКТ в объеме 1,5-2 объема скважины, затем определяют приемистость скважины при давлении, не превышающем предельно допустимое на пласт, при недостижении необходимой приемистости скважины вышеописанные операции повторяют не более трех раз до достижения требуемой приемистости скважины.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности. .

Изобретение относится к кислотному водному раствору, содержащему хелатирующий агент и кислоту, в котором хелатирующий агент является глутаминовой N,N-диуксусной кислотой (GLDA) или ее солью, в котором количество GLDA или ее соли от 20 до 60 вес.%, исходя из веса водного раствора, в котором кислота выбирается из хлористоводородной кислоты, бромистоводородной кислоты, фтористоводородной кислоты, йодистоводородной кислоты, серной кислоты, азотной кислоты, фосфорной кислоты, муравьиной кислоты, уксусной кислоты, лимонной кислоты, молочной кислоты, яблочной кислоты, винной кислоты, малеиновой кислоты, борной кислоты, сероводорода или смеси двух или более этих кислот, и применениям указанного раствора в процессах очистки, процессах осаждения или процессах удаления солевого отложения, в нефтепромысловой отрасли в заканчивании и возбуждении путем кислотной обработки, разрыва и/или удаления отложений.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добывающих нефтяных скважин с использованием разъедающих веществ, и может быть использовано при обработке призабойной зоны глиносодержащего терригенного пласта.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к способам обработки зоны пласта, прилегающей к скважине, для интенсификации притока пластового флюида.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности. .
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. .
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности. .

Изобретение относится к области нефтегазодобычи, в частности к строительству, заканчиванию и капитальному ремонту скважин. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки обводненной залежи, и может найти применение при разработке неоднородных по проницаемости нефтяных пластов.
Изобретение относится к области нейтрализации сероводорода и легких меркаптанов в углеводородных средах химическими реагентами-нейтрализаторами и может быть использовано в нефтегазодобывающей, нефтегазоперерабатывающей и нефтехимической промышленности.
Изобретение относится к бактерицидным составам, применяемым, в частности, в нефтегазодобывающей промышленности для подавления роста бактерий (СВБ) в нефтепромысловых средах и в заводняемом нефтяном пласте, а также для защиты оборудования от сероводородной коррозии.

Изобретение относится к способу добычи нефти из подземного пласта при поддержании давления, согласно которому а) закачивают, по меньшей мере одним закачивающим устройством в контакте с подземным пластом, содержащим нефть, жидкость, содержащую смесь по меньшей мере: i) соленой водной среды, ii) смесь 2 цвиттер-ионных загущающих ПАВов или смесь 2 популяций этих ПАВов, имеющую бимодальный характер узких распределений групп R1, приведенных определений, в весовом содержании в интервале от 1 до 0,05 вес.%, предпочтительно от 0,5 до 0,1%, еще более предпочтительно от 0,4 до 0,15%, чтобы жидкость имела поверхностное натяжение на границе раздела воды и нефти, измеренное при температуре окружающей среды - 25°C, примерно 10 мН/м или меньше, и вязкость, измеренную при температуре 80°C и при градиенте сдвига 10 с-1, примерно 3 сПз или больше, отвечающих приведенным формулам; извлекают жидкость по меньшей мере одним средством добычи, находящимся в месте, отличном от того, где был введен полимер, причем указанная жидкость содержит нефть.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добывающих нефтяных скважин с использованием разъедающих веществ, и может быть использовано при обработке призабойной зоны глиносодержащего терригенного пласта.

Изобретение относится к области добычи нефти, к способам разработки месторождений высоковязких нефтей или природных битумов горизонтальными скважинами с использованием углеводородных растворителей, и может быть использовано при добыче тяжелых высоковязких нефтей и битумов.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки обводненной нефтяной залежи в терригенном коллекторе заводнением. .

Изобретение относится к вязкоупругим жидкостям для разрыва подземных пластов. .

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам добычи нефти из неоднородного нефтяного пласта путем регулирования охвата пласта заводнением и перераспределения фильтрационных потоков

Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано для повышения проницаемости призабойной зоны пласта

Наверх