Способ обработки пласта



Способ обработки пласта
Способ обработки пласта
Способ обработки пласта

 


Владельцы патента RU 2506420:

Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны скважины. Способ обработки пласта включает спуск колонны труб с пакером в интервал перфорации пласта. Промывают скважину, оснащенную центральной и затрубной задвижками. Сажают пакер выше пласта и обрабатывают скважину закачкой раствора кислоты по колонне труб в импульсном режиме. Перед обработкой пласта задают оптимальную приемистость пласта. Затем колонну труб на устье скважины ниже пакера оснащают импульсным пульсатором жидкости. При этом между пакером и пульсатором жидкости устанавливают клапан. Спускают колонну труб в скважину так, чтобы пакер размещался выше пласта, после чего промывают скважину технологической жидкостью при открытых центральной и затрубной задвижках прямой круговой циркуляцией в течение 1 ч. Далее продолжают круговую циркуляцию технологической жидкости, периодически прикрывают затрубную задвижку до роста забойного давления на 3-5 МПа от начального давления с последующим открыванием затрубной задвижки до появления прозрачной жидкости. При этом не превышают допустимое давление на эксплуатационную колонну. Далее продолжают круговую циркуляцию в течение 0,5 ч. Затем в колонну труб закачивают углеводородный растворитель, сажают пакер, продавливают в пласт углеводородный растворитель технологической жидкостью под давлением, не превышающим допустимое давление на пласт. Срывают пакер и оставляют скважину на технологическую выдержку. Далее в колонну труб закачивают подогретый до температуры 40-50°С глинокислотный раствор, сажают пакер, продавливают в пласт глинокислотный раствор технологической жидкостью под давлением, не превышающим допустимое давление на пласт. Срывают пакер, и оставляют скважину на технологическую выдержку. По окончании технологической выдержки приводят в действие клапан и отсекают импульсный пульсатор жидкости. Затем срывают пакер, доспускают колонну труб так, чтобы радиальные отверстия клапана находились напротив пласта, и обратной круговой циркуляцией вымывают продукты реакции в течение 1 ч. После чего закрывают центральную задвижку и производят закачку в пласт технологической жидкости через затрубье и определяют действительную приемистость пласта. Техническим результатом является повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта и упрощение технологического процесса осуществления способа. 3 ил., 1 пр.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны скважины.

Известен способ обработки пласта (патент RU №2135760, МПК Е21В 43/25, опубл. в бюл. №24 от 27. 08.1999 г.), основанный на том, что предварительно фиксируют объем интервала обработки относительно забоя скважины, закачку реагента производят в пульсирующем режиме: закачка при давлении приема реагента интервалом перфорации - технологическая выдержка при атмосферном давлении, проводят повторение режима при понижении давления закачки реагента до достижения давления рабочей приемистости скважины, выполняют закачку оставшегося объема реагента при установившемся давлении, проводят технологическую выдержку и извлечение продуктов реакции и загрязняющих веществ свабированием до отбора жидкости в объеме, превышающем не менее чем в три раза объем закачанного реагента.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, повышение проницаемости призабойной зоны скважины имеет краткосрочный эффект и быстро снижается, так как реагент не имеет возможности проникнуть глубоко в поры пласта вследствие кольматации призабойной зоны;

- во-вторых, низкая эффективность обработки пласта в сильнозакольматированной призабойной зоне скважины.

Наиболее близким по технической сущности является способ обработки призабойной зоны скважин (патент RU №2312211, МПК Е21В 43/27, опубл. в бюл. №34 от 10.12.2007 г.), включающий импульсную закачку раствора соляной кислоты, закачку раствора соляной кислоты в непрерывном режиме, технологическую выдержку для реагирования и извлечение продуктов реакции свабированием, согласно изобретению предварительно выполняют промывку скважины нефтью, обновление перфорации продуктивного пласта из расчета не менее 5 отв./п.м, закачку раствора соляной кислоты в скважину в объеме 1,5-2,0 м3 и технологическую выдержку в режиме ванны в течение 1,5-3,5 ч, затем выполняют 4-6-кратную импульсную закачку в пласт первой порции раствора соляной кислоты в объеме 1,5-3,5 м3 в режиме цикла: 0,8-1,2 мин закачка при давлении 1-4 МПа - выдержка 4-6 мин для реагирования, завершают закачку объема кислоты в постоянном режиме, производят 4-6-кратную импульсную закачку в пласт второй порции раствора соляной кислоты в объеме 2,5-3,5 м3 в режиме цикла: 0,8-1,2 мин закачка при давлении 1-4 МПа, выдержка 4-6 мин для реагирования, завершают закачку объема кислоты в постоянном режиме, выполняют технологическую выдержку 2,5-3,5 ч для реагирования, проводят закачку в пласт третьей порции раствора соляной кислоты из расчета 0,4-0,5 м3/п.м в непрерывном режиме при давлении 1-4 МПа, выполняют технологическую выдержку для реагирования 2,5-3,5 ч, проводят 4-6-кратную импульсную закачку в пласт четвертой порции раствора соляной кислоты из расчета 0,8-1,0 м3/п.м продуктивного пласта в режиме цикла: 4-6 мин закачка при давлении 1-4 МПа, выдержка 4-6 мин для реагирования, завершают закачку в непрерывном режиме, выполняют технологическую выдержку для реагирования 2,5-3,5 ч, проводят импульсную 4-6-кратную импульсную продавку нефтью в режиме цикла: 0,8-1,2 мин закачка, выдержка 4-6 мин, после чего проводят извлечение продуктов реакции свабированием. Недостатками данного способа являются:

- во-первых, сложный технологический процесс, продолжительный по времени и трудозатратный, связанный с закачкой кислоты несколькими порциями, кроме того, этот процесс требует строгого соблюдения времени закачки и остановки при определенном давлении закачки;

- во-вторых, дополнительные затраты на промывку скважины нефтью, которая не позволяет качественно очистить призабойную зону пласта скважины, и на обновление перфорации продуктивного пласта из расчета не менее 5 отв./п.м значительно повышают стоимость осуществления способа;

- в-третьих, низкая эффективность обработки пласта, заключающаяся в 4-6-кратной импульсной закачке в пласт определенного объема раствора соляной кислоты циклами: 0,8-1,2 мин закачка при давлении 1-4 МПа, выдержка 4-6 мин для реагирования, при этом длинные по времени циклы закачки в импульсном режиме с последующей еще более длительной выдержкой не позволяют проникнуть раствору соляной кислоты глубоко в пласт;

- в-четвертых, продукты реакции кислоты удаляются свабированием, что требует привлечения свабного подъемника с бригадой операторов, а это дополнительные затраты на осуществление способа.

Техническими задачами предложения являются повышение эффективности кислотной обработки пласта за счет повышения проницаемости пласта перед его обработкой, а также упрощение технологического процесса осуществления способа, снижение стоимости и продолжительности обработки пласта.

Поставленные задачи решаются способом обработки пласта, включающим спуск колонны труб с пакером в интервал перфорации пласта, промывку скважины, оснащенной центральной и затрубной задвижками, посадку пакера выше пласта и обработку скважины закачкой раствора кислоты по колонне труб в импульсном режиме, технологическую выдержку для реагирования и извлечение продуктов реакции.

Новым является то, что перед обработкой пласта задают оптимальную приемистость пласта, затем колонну труб на устье скважины ниже пакера оснащают импульсным пульсатором жидкости, при этом между пакером и пульсатором жидкости устанавливают клапан, спускают колонну труб в скважину так, чтобы пакер размещался выше пласта, после чего промывают скважину технологической жидкостью при открытой центральной и затрубной задвижках прямой круговой циркуляцией в течение 1 ч, далее продолжают круговую циркуляцию технологической жидкости, при этом периодически прикрывают затрубную задвижку до роста забойного давления на 3-5 МПа от начального давления с последующим открыванием затрубной задвижки до появления прозрачной жидкости, но при этом не превышают допустимое давление на эксплуатационную колонну, далее продолжают круговую циркуляцию в течение 0,5 ч, затем в колонну труб закачивают углеводородный растворитель, сажают пакер, продавливают в пласт углеводородный растворитель технологической жидкостью под давлением, не превышающим допустимое давление на пласт, срывают пакер и оставляют скважину на технологическую выдержку, далее в колонну труб закачивают подогретый до температуры 40-50°С глинокислотный раствор, сажают пакер, продавливают в пласт глинокислотный раствор технологической жидкостью под давлением, не превышающим допустимое давление на пласт, срывают пакер и оставляют скважину на технологическую выдержку, по окончании технологической выдержки приводят в действие клапан и отсекают импульсный пульсатор жидкости, затем срывают пакер, доспускают колонну труб так, чтобы радиальные отверстия клапана находились напротив пласта, и обратной круговой циркуляцией вымывают продукты реакции в течение 1 ч, после чего закрывают центральную задвижку и производят закачку в пласт технологической жидкости через затрубье и определяют действительную приемистость пласта, если действительная приемистость пласта ниже оптимальной, то открывают центральную задвижку для излива технологической жидкости в емкость и возобновляют закачку технологической жидкости по обратной круговой циркуляции с повторением циклов закачки-излива 3 раза, после чего проводят повторное определение действительной приемистости.

На фиг.1-3 последовательно изображен процесс реализации предлагаемого способа.

Предлагаемый способ обработки пласта реализуют следующим образом.

Перед обработкой пласта задают оптимальную приемистость пласта, которую определяет геологическая служба нефтегазодобывающего предприятия опытным путем на основании динамики изменения приемистости конкретной скважины в процессе ее эксплуатации (задают среднее значение приемистости плюс-минус 10%). Например, оптимальная приемистость, заданная геологической службой нефтегазодобывающего предприятия опытным путем составляет 100 м3/сут при давлении приемистости Р=12,0 МПа. (Скважина проработала 3 года, приемистость по годам: 110; 100; 100 м3/сут).

Колонну труб 1 (см. фиг.1), например колонну 73 мм насосно-компрессорных труб (НКТ), на устье скважины 2 ниже пакера 3 оснащают импульсным пульсатором жидкости 4 (любой известной конструкции), при этом между пакером 3 и импульсным пульсатором жидкости 4 устанавливают клапан 5.

В качестве пакера 3 применяют пакер любой известной конструкции, предназначенный для проведения кислотных обработок в скважине (например, выпускаемый научно-производственной фирмой «Пакер», г.Октябрьский, Республика Башкортостан, пакер с механической осевой установкой соответствующего типоразмера марки ПРО-ЯМО2-ЯГ1(М)).

В качестве импульсного пульсатора жидкости 4 может быть применено устройство для импульсной закачки жидкости в пласт, описанное в патенте на изобретение RU №2400615, МПК Е21В 28/00; опубл. в бюл. №27 от 27.09.2010 г., или патенте на изобретение RU №2241825, МПК Е21В 43/18, опубл. в бюл. №34 от 10.12.2004 г.

В качестве клапана 5 используют разобщитель, широко внедряемый на скважинах ОАО «Татнефть», описанный в патентах RU №2234589, МПК Е21В 33/12, опубл. в бюл. №23 от 20.08.2004 г., или RU №2282710, МПК Е21В 33/12, опубл. в бюл. №24 от 27.08.2006 г.

Спускают колонну труб 1 в скважину так, чтобы пакер 3 размещался выше пласта 6 а нижний конец импульсного пульсатора жидкости 4 находился напротив интервалов перфорации 6′ пласта 6, после чего прямой круговой циркуляцией при открытых затрубной 9 и центральной 10 задвижках промывают скважину технологической жидкостью с помощью насосного агрегата 7, например, марки ЦА-320 через емкость 8 в течение 1 ч. В качестве технологической жидкости применяют пресную воду плотностью 1000 кг/м3 с добавлением 0,1-0,2% поверхностно-активного вещества (ПАВ) типа МЛ-81Б.

Далее продолжают круговую циркуляцию, при этом периодически прикрывают затрубную задвижку 9 до роста забойного давления на 3-5 МПа от начального давления с последующим открыванием затрубной задвижки 9 до появления прозрачной жидкости.Например, при начальном давлении циркуляции 5,0-6,0 МПа повышают затрубное давление до 8,0-11,0 МПа, но не превышают допустимое давление на эксплуатационную колонну, которое, например, составляет 13,0 МПа. 5 раз повторяют этот цикл, так как после этого появляется прозрачная жидкость, как при первоначальной закачке.

Продолжают круговую циркуляцию технологической жидкости в течение 0,5 часа.

Далее с помощью насосного агрегата 7 при открытой центральной задвижке 10 закачивают в колонну труб 1 углеводородный растворитель, например, марки Нефрас А-130/150 в объеме 3 м3, затем сажают пакер 3 (см. фиг.2) и продавливают его в пласт 6 технологической жидкостью под давлением меньше допустимого давления на пласт 6.

После чего срывают пакер 3 и осуществляют технологическую выдержку на реакцию углеводородного растворителя с породой пласта, например, в течение 3 ч.

Затем закачивают в колонну труб 1 подогретый до температуры 40-50°С глинокислотный раствор, представленный смесями соляной и плавиковой кислот, например смесь 10-15% НСl+3-5% NH4F·HF, и сажают пакер, продавливают его в пласт технологической жидкостью под давлением меньше допустимого давления на пласт 6. Например, допустимое давление на пласт составляет 15 МПа, тогда продавку углеводородного растворителя и глинокислотного раствора осуществляют под давлением ≤15,0 МПа.

Применяют:

- кислоту соляную синтетическую техническую (НСl) по ГОСТ 857-95;

- аммоний фтористый кислый (NH4F·HF), плавиковую кислоту ГОСТ 9546-75.

В качестве углеводородного растворителя применяют, например, Нефрас А-130/150 (ГОСТ 10214-78). Также в качестве углеводородного растворителя может быть применен Нефрас-С 150/200 по ТУ 38.40125-82 или Нефрас-Ар 120/200 по ТУ 38.101809-80.

Предварительная закачка углеводородного растворителя в пласт позволяет повысить эффективность последующей обработки пласта подогретым до температуры 40-50°С глинокислотным раствором, так как загрязнения пласта вступают в реакцию с глинокислотным раствором в разжиженном состоянии, а не в твердом.

После ожидания реакции глинокислотного раствора приводят в действие клапан 5 (см. фиг.3), например, сбросом металлического шарика 11 в колонну НКТ 1, созданием гидравлического давления, например, до 8 МПа, с перемещением втулки 12 клапана 5 вниз и открытием радиальных отверстий 13 и отсекают импульсный пульсатор жидкости 4.

Затем срывают пакер 3, доспускают колонну труб так, чтобы радиальные отверстия 13 клапана 4 находились напротив пласта 6, переобвязывают устье скважины 2 (см. фиг.3) для обратной круговой циркуляции и обратной круговой циркуляцией вымывают продукты реакции в течение 1 ч.

После чего закрывают центральную задвижку 10 и производят закачку в пласт 6 технологической жидкости через затрубье и определяют действительную приемистость пласта, которая составляет, например, 110 м3/сут при Р=12,0 МПа, что выше оптимальной приемистости, которая составляет 100 м3/сут при Р=12,0 МПа и что свидетельствует об эффективной обработке пласта.

Если действительная приемистость пласта 6 ниже оптимальной, например действительная приемистость пласта 6 составляет 80 м3/сут при Р=12,0 МПа, что ниже оптимальной приемистости, равной 100 м3/сут при Р=12,0 МПа, то открывают центральную задвижку 10 для излива технологической жидкости в емкость 8 и возобновляют закачку технологической жидкости по обратной круговой циркуляции в течение 1 часа с повторением циклов закачки-излива 3 раза до прозрачной жидкости, определяемой визуально при поступлении ее из скважины в емкость 8.

Для проведения излива закрывают затрубную задвижку 9, производят закачку в пласт 6 технологической жидкости при давлении Рмакс≤12,0 МПа в течение 5-10 мин. Открывают затрубную задвижку и изливают жидкость в емкость 8.

Производят повторное определение действительной приемистости, которая составляет 110 м3/сут при давлении приемистости пласта Р=12,0 МПа, что выше оптимальной приемистости, равной 100 м3/сут при давлении приемистости пласта Р=12,0 МПа, что свидетельствует об эффективности проведенных работ по обработке пласта.

Пример практического применения №1 (см. фиг.1-4) на скважине №22309 НГДУ «Джалильнефть».

Заданная геологической службой нефтегазодобывающего предприятия опытным путем оптимальная приемистость пласта составляет 100 м3/сут при давлении приемистости пласта Р=12,0 МПа. Допустимое давление на эксплуатационную колонну Рмакс≤12,0 МПа. Скважина проработала 5 лет, при этом приемистость по годам: 120; 110; 100; 80; 80 м3/сут.

1. Собрали компоновку и спустили в скважину. Собрали компоновку (сверху-вниз), состоящую из колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) 73 мм, пакера, клапана, импульсного пульсатора жидкости, и спустили в скважину так, чтобы нижний конец колонны НКТ находился напротив обрабатываемого пласта.

2. Произвели промывку скважины закачкой пресной воды плотностью 1000 кг/м3 с добавлением 0,1-0,2% поверхностно-активного вещества (ПАВ) типа МЛ-81Б (далее технологической жидкости) по круговой циркуляции через колонну НКТ - пакер - импульсный пульсатор жидкости - клапан - затрубье - емкость - насосный агрегат - колонна труб при давлении Рн=5-7 МПа (расход 5-6 л/с) в течение 1,0 ч.

3. Продолжили круговую циркуляцию, при этом периодически прикрывали затрубную задвижку до роста забойного давления на 3-5 МПа от начального давления (Рн), т.е. Рз=8,0-12,0 МПа с последующим открыванием затрубной задвижки, но не превышали допустимое давление на эксплуатационную колонну, равное 11,0 МПа. Повторили этот цикл 4 раза, после чего появилась прозрачная жидкость, как при первоначальной закачке.

4. Продолжают круговую циркуляцию в течение 0,5 ч.

5. При открытой центральной задвижке закачали в колонну НКТ углеводородный растворитель марки Нефрас А-130/150 в объеме 2,5 м3, посадили пакер и продавили углеводородный растворитель в пласт технологической жидкостью под давлением меньше допустимого давления на пласт, т.е. под давлением ≤15,0 МПа.

6. Сорвали пакер 3, оставили скважину на технологическую выдержку, т.е. на реакцию углеводородного растворителя с породой пласта, например, в течение 4 ч.

7. Закачали в колонну труб 1 подогретый до температуры 45°С глинокислотный раствор, представленный смесями соляной и плавиковой кислот, например, смесь 10-15% НСl+3-5% NH4F·HF, посадили пакер и продавили глинокислотный раствор в пласт технологической жидкостью под давлением меньше допустимого давления на пласт, т.е. под давлением ≤15,0 МПа. Сорвали пакер 3, оставили скважину на технологическую выдержку, т.е. на реакцию углеводородного растворителя с породой пласта, например, в течение 8 ч.

8. После ожидания реагирования глинокислотного раствора с породой пласта привели в действие клапан, который отсек импульсный пульсатор жидкости.

9. Доспустили колонну труб так, чтобы радиальные отверстия клапана находились напротив обрабатываемого пласта. Переобвязали устье скважины для обратной круговой циркуляции и обратной круговой циркуляцией вымыли продукты в течение 1,0 ч.

10. Закрыли центральную задвижку 10 и произвели закачку в пласт технологической жидкости через затрубье при открытой затрубной задвижке и определили действительную приемистость пласта, которая составила 90 м3/сут при давлении приемистости пласта Р=12,0 МПа, что ниже оптимальной приемистости, равной 100 м3/сут при давлении приемистости пласта Р=12,0 МПа.

11. Открыли центральную задвижку 10 для излива технологической жидкости в емкость и возобновили закачку технологической жидкости по обратной круговой циркуляции в течении 1,0 ч с повторением циклов закачки-излива 3 раза до прозрачной жидкости, определяемой визуально при поступлении ее из скважины в емкость 8 в сравнении с первоначальной закачкой. Закрыли затрубную задвижку, произвели закачку в пласт технологической жидкости при давлении Рмакс≤12,0 МПа в течение 5-10 мин. Открыли затрубную задвижку и излили жидкость в емкость.

12. Произвели повторное определение действительной приемистости по п.8, которая составила 110 м3/сут при давлении приемистости пласта Р=12,0 МПа, что выше оптимальной приемистости, равной 100 м3/сут при давлении приемистости пласта Р=12,0 МПа, что свидетельствует об эффективности проведенных работ по обработке пласта.

Предлагаемый способ обработки призабойной зоны скважины позволяет повысить эффективность обработки призабойной зоны пласта за счет повышения проницаемости призабойной зоны пласта путем предварительной промывки скважин с последующей последовательной обработкой пласта растворителя и подогретым до 40-50°С глинокислотным раствором с их закачкой в пульсирующем режиме с короткими по времени импульсами с последующим вымыванием продуктов реакции без свабирования.

Также упрощается технологический процесс осуществления способа и снижаются стоимость и продолжительность обработки пласта.

Способ обработки пласта, включающий спуск колонны труб с пакером в интервал перфорации пласта, промывку скважины, оснащенной центральной и затрубной задвижками, посадку пакера выше пласта и обработку скважины закачкой раствора кислоты по колонне труб в импульсном режиме, технологическую выдержку для реагирования и извлечение продуктов реакции, отличающийся тем, что перед обработкой пласта задают оптимальную приемистость пласта, затем колонну труб на устье скважины ниже пакера оснащают импульсным пульсатором жидкости, при этом между пакером и пульсатором жидкости устанавливают клапан, спускают колонну труб в скважину так, чтобы пакер размещался выше пласта, после чего промывают скважину технологической жидкостью при открытой центральной и затрубной задвижках прямой круговой циркуляцией в течение 1 ч, далее продолжают круговую циркуляцию технологической жидкости, при этом периодически прикрывают затрубную задвижку до роста забойного давления на 3-5 МПа от начального давления с последующим открыванием затрубной задвижки до появления прозрачной жидкости, но при этом не превышают допустимое давление на эксплуатационную колонну, далее продолжают круговую циркуляцию в течение 0,5 ч, затем в колонну труб закачивают углеводородный растворитель, сажают пакер, продавливают в пласт углеводородный растворитель технологической жидкостью под давлением, не превышающим допустимое давление на пласт, срывают пакер и оставляют скважину на технологическую выдержку, далее в колонну труб закачивают подогретый до температуры 40-50°С глинокислотный раствор, сажают пакер, продавливают в пласт глинокислотный раствор технологической жидкостью под давлением, не превышающим допустимое давление на пласт, срывают пакер и оставляют скважину на технологическую выдержку, по окончании технологической выдержки приводят в действие клапан и отсекают импульсный пульсатор жидкости, затем срывают пакер, доспускают колонну труб так, чтобы радиальные отверстия клапана находились напротив пласта, и обратной круговой циркуляцией вымывают продукты реакции в течение 1 ч, после чего закрывают центральную задвижку и производят закачку в пласт технологической жидкости через затрубье и определяют действительную приемистость пласта, если действительная приемистость пласта ниже оптимальной, то открывают центральную задвижку для излива технологической жидкости в емкость и возобновляют закачку технологической жидкости по обратной круговой циркуляции с повторением циклов закачки-излива 3 раза, после чего проводят повторное определение действительной приемистости.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны пласта при добыче нефти и газа. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной зоны скважины в карбонатном пласте за счет образования глубоко проникающих каналов в призабойной зоне, предотвращение нейтрализации кислотного раствора на поверхности скважины с образованием каверн, исключение обводнения скважины.

Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта может быть использован для повышения нефтеотдачи пласта. В способе обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающем последовательную закачку углеводородного раствора продукта на основе неионогенного поверхностно-активного вещества и кислотосодержащего реагента, в качестве углеводородного раствора продукта на основе неионогенного поверхностно-активного вещества используют углеводородный раствор эмульгатора инвертной эмульсии или углеводородный раствор смеси неионогенных поверхностно-активных веществ, или углеводородный раствор смеси неионогенных поверхностно-активных веществ с анионоактивными поверхностно-активными веществами, который продавливают в пласт водой, проводят выдержку в течение 1-24 часов, после чего закачивают кислотосодержащий реагент и продавливают его в пласт водой.

Изобретение относится к разработке нефтяных 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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности устройства за счет комплексного термогазодинамического и химического воздействия на призабойную зону пласта нефтяной скважины, уменьшение шлакообразования относительно массы устройства в 3-5 раз, упрощение изготовления устройства.
Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки околоскважинной зоны.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными или терригенными коллекторами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для обработки неоднородных по проницаемости карбонатных и терригенных пластов.
Изобретение относится к нефтяной промышленности. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности. .
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области вторичного воздействия вакуумом на продуктивный пласт. Устройство для имплозионной обработки пласта содержит полый корпус с входящей в него депрессионной камерой и пакер.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных залежей, в том числе и на поздних стадиях их эксплуатации для увеличения коэффициента извлечения нефти и повышения нефтеотдачи пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для обработки призабойной зоны пласта и восстановления продуктивности пласта в процессе эксплуатации скважины.

Изобретение относится к области интенсификации добычи нефти сейсмическими воздействиями на месторождениях, эксплуатируемых скважинным способом. .

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может найти применение при интенсификации процесса фильтрации пластового флюида в скважинах. .

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

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при освоении добывающих скважин. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при освоении добывающих скважин. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при освоении скважины, вскрывшей два продуктивных пласта. .
Изобретение относится к горнодобывающей области и касается процессов восстановления дебита нефтяных и газоконденсатных скважин. Технический результат - повышение эффективности воздействия на продуктивный пласт в прискважинной зоне и на расстоянии до 50 м от скважинысведение в единый процесс всех воздействий, сокращение времени и трудозотрат. Способ реанимации скважин включает расконсервацию и обработку ствола, очистку полости и стенок от отложений вязких углеводородов, очистку фильтра в зоне продуктивного пласта, создание избыточного давления в припластовой зоне скважины, наложение теплового и акустичиского воздействий. После расконсервации скважины на устье устанавливают регулируемый клапан сброса давления, на трос-кабеле в скважину спускают автономный буровой аппарат до остановки его в отложениях вязких углеводородов. Включением термогазогенератора автономного бурового аппарата указанные отложения разрабатывают, испаряют и выбрасывают из ствола за счет воздействия парогазовым рабочим агентом. После этого полость скважины на 1/5 от фильтров заполняют рабочей жидкостью - сжиженным углекислым газом, перекрывают указанный клапан, отрегулировав его на автосрабатывание при предельно допустимом для полости указанной скважины давлении, на термогазогенератор автономного бурового аппарата по трос-кабелю подают электросигнал на его включение. Истекающим из указанного аппарата парогазовым агентом создают избыточное давление в полости скважины, одновременно повышают температуру рабочей жидкости. Акустическое воздействие на прискважинную зону пласта ведут за счет периодического срабатывания на импульсное открытие клапана устья. Совмещают все указанные воздействия по времени процесса. Характеристики: давления, температуры, акустические выбирают из расчета предельной допустимости ствола скважины на величины этих нагрузок, указанный процесс ведут до установления проницаемости пласт-фильтровая зона скважины. Изобретение развито в зависимом пункте. 1 з. п. ф-лы.
Наверх