Способ разработки послойно-неоднородных нефтяных месторождений


 


Владельцы патента RU 2508446:

Общество с ограниченной ответственностью "Азимут" (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам добычи нефти из неоднородных обводненных пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений. В способе разработки послойно-неоднородных нефтяных месторождений, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины, закачку в нагнетательные или добывающие скважины при обводнении добывающих скважин изолирующего агента на основе силиката натрия и кислоты, выдержку скважин в течение суток и запуск их в работу, предварительно - перед закачкой изолирующего агента в пласт закачивают оторочку пресной воды в объеме, обеспечивающем несмешение пластовой воды с изолирующим агентом до времени его загелевания, но не менее одного объема НКТ, выдержку осуществляют после продавки агента в пласт, а в качестве изолирующего агента используют гелеобразующую композицию следующего состава, масс.%: силикат натрия 3-8, сульфаминовая кислота 0,38-1,5, ацетат хрома 0,35-0,9, моноэтанол-амин 1,5-2,5, вода - остальное. Технический результат - повышение эффективности изоляции за счет увеличения времени гелеобразования, увеличения прочности геля. 2 пр., 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам добычи нефти из неоднородных обводненных пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений.

Известен способ селективной изоляции притока пластовых вод в нефтяные скважины, предусматривающий закачку водорастворимых полимеров акрилового ряда [Клещенко И.И., Григорьев А.В., Телков А.П. Изоляционные работы при заканчивании и эксплуатации скважин. - М. Недра, с.31]. Механизм изоляции пластовых вод основан на взаимодействии акриловых полимеров с многовалентными солями пластовых вод или адсорбции полимеров на породе. Однако этот способ применим только при изоляции пластовых высокоминерализованных вод хлоркальциевого типа.

Известен способ ограничения вод притока в скважину, включающий последовательную закачку водного раствора силиката натрия и отвердителя - [SU, №1423726, Е21В 33/12, 1988]. При этом водный раствор силиката натрия вступает в реакцию с отвердителем - раствором соляной кислоты, в результате которой образуется высоковязкий гель, который затем превращается в твердообразное вещество - кремнезоль, закупоривающий поры.

К недостаткам этого способа относится, то, что в процессе закачки происходит преждевременное и неравномерное смешение закачиваемых растворов, с образованием блокирующего экрана вблизи линии нагнетания и даже в стволе скважины. В результате состав не доходит до места назначения и не достигается широкого охвата обводненных зон пласта.

Наиболее близким аналогом изобретения является способ разработки послойно-неоднородных нефтяных месторождений (РФ, №2128768, Е21В 43/22, 1999 г.), применяемый при обработке призабойных зон добывающих или нагнетательных скважин с целью изоляции водопритоков в добывающие скважины и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, а также при изоляции заколонных перетоков в скважинах и при ликвидации старых скважин. По способу закачивают изолирующий агент через нагнетательные скважины, отбирают нефть через добывающие скважины. При обводнении добывающих скважин в скважины закачивают изолирующий агент на основе силиката натрия и соляной кислоты. Скважину выдерживают в течение суток и запускают в работу.

Недостатком способа является низкая эффективность изоляции, малое время гелеобразования, низкая прочность (30Па) и опасность выпадения осадков солей кремниевой кислоты при встрече гелеобразующего состава с высокоминерализованными пластовыми водами.

В изобретении решается техническая задача повышения эффективности изоляции за счет увеличения времени гелеобразования, увеличения прочности геля.

Задача решается тем, что в способе разработки послойно-неоднородных нефтяных месторождений, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины, закачку в нагнетательные или добывающие скважины при обводнении добывающих скважин изолирующего агента на основе силиката натрия и кислоты, выдержку скважин в течение суток и запуск их в работу, согласно предлагаемому изобретению предварительно, перед закачкой изолирующего агента в пласт, закачивают оторочку пресной воды в объеме, обеспечивающем несмешение пластовой воды с изолирующим агентом до времени его загелевания, но не менее одного объема НКТ, выдержку осуществляют после продавки агента в пласт а в качестве изолирующего агента используют гелеобразующую композицию в следующем составе, масс.%:

Силикат натрия 3-8
Сульфаминовая кислота 0,38-1,5
Ацетат хрома 0,35-0,9
Моноэтаноламин 1,5-2,5
Вода остальное

Таким образом, предлагаемый способ отличается от аналога новизной состава и способом закачки состава в пласт. Дополнительное введение ацетата хрома к кислотно-гелеобразующей системе (силикат натрия + сульфаминовая кислота) приводит к еще большему упрочнению системы. Это происходит за счет образования комплексов между отрицательно заряженными силикат ионами и трехвалетным катионом хрома в трехмерном виде. Таким образом гель образуется за счет водородных связей с кремниевой кислотой, упрочняется пространственными силикат ацетатными комплексами.

Кроме того, отличием от прототипа и новизной способа является способ закачки, заключающийся в предварительном закачивании в пласт оторочки пресной воды для оттеснения минерализованных пластовых вод, с целью предотвращения выпадения осадков при реакции солей металлов с силикат ионами по схеме:

Na2Si3O7+CaCl2=CaSi3O7|+2NaCl

Na2Si3O7+MgCl2=MgSi3O7|+2NaCl

Объем оторочки пресной воды подбирают таким образом, чтобы во время проталкивания в пласт изолирующего агента, вследствие образования «языков», композиция не смешивалась бы с минерализованной пластовой водой до окончания срока гелеобразования. Для этого объем оторочки пресной воды берут не менее одного объема НКТ, чем больше этот объем, тем лучше получаемый изоляционный эффект.

Для определения оптимального соотношения реагентов были проведены опыты с различными соотношениями компонентов.

Использовался порошкообразный силикат натрия, высушенный на распылительной сушилке завода ОАО «Дубитель» с модулем 2,95. Сульфаминовая кислота (САК) применялась 15%-ной концентрации с плотностью 1,083 г/см3

Ацетат хрома (AX) использовался в виде 10%-ного раствора с плотностью 1,039 г/см3.

Моноэтаноламин (МЭА) брали в товарной неразбавленной форме.

В основном исследования проводились с изолирующими агентами, содержащими в своем составе 5-7% силиката натрия, при которых получается достаточная прочность геля (1000-7000 Па) при требуемом времени загелевания (10-20 часов).

По данным проведенных лабораторных работ построены графики зависимости времени начала гелеобразования и прочности полученного геля от концентрации сульфаминовой кислоты (САК) рисунок 1.

Как видно из рисунка, при увеличении содержания сульфаминовой кислоты в растворе, прочность изолирующего агента увеличивается, а время начала гелеобразования уменьшается, поэтому для получения достаточно прочных гелей с требуемым временем гелеобразования необходимо выбрать оптимальную концентрацию сульфаминовой кислоты, что составляет от 0,8% до 1,6% масс.

При содержании САК более 1,6% масс. резко сокращается время гелеобразования, хотя прочность имеет высокие показатели. При уменьшении количества САК менее 0,8 образование геля идет медленно, но снижаются прочностные характеристики.

Как видно из рисунка, по сравнению с прототипом у заявляемого состава время гелеобразования увеличивается в 2,28 раз, а прочность увеличивается в 230 раз.

Таким образом, поставленная техническая задача в заявляемом изобретении считается решенной.

Пример осуществления заявляемого способа на добывающей скважине. Глубина скважины 3500 м, НКТ спущено на 3250 м, толщина продуктивного пласта 2,5 м.

Готовится 25 м3 водоизолирующего агента следующего состава: 6,4% силиката натрия, 0,7% ацетата хрома, 1,064% САК, 2,5% МЭА и 89, 366% воды.

Первоначально в НКТ подается 25 м3 пресной воды. Вслед за пресной водой производится закачка 25 м3 водоизолирующего агента (2,5 объема НКТ). Затем в НКТ подается 10 м3 продавочной жидкости (в качестве которой применяется пресная вода) и весь предыдущий объем жидкостей продавливается в пласт. Скважина на сутки оставляется на затвердевание геля, затем приступают к процессу освоения.

Пример осуществления заявляемого способа на нагнетательной скважине. Глубина скважины 3000 м, трубы нагнетания спущены на 2900 м, мощность принимающего пласта 1,5 м.

Готовится 15 м3 водоизолирующего агента, содержащего 6,7% масс. силиката натрия, 0,82% масс. ацетата хрома, 0,85% сульфаминовой кислоты и 1,50% моноэтаноламина и 90,13% воды.

В нагнетательные трубы первоначально подается 20 м3 оторочки пресной воды (два объема труб), следом закачивается 15 м3 водоизолирующего агента. Вся эта смесь продавливается в пласт продавочной жидкостью (пресная вода) в объеме нагнетательных труб 10 м3. Скважина оставляется на 24 часа на «схватывание», затем возобновляется работа по нагнетанию воды.

Применение предлагаемого способа позволит успешно разрабатывать неоднородные по проницаемости, обводненные залежи при одновременном увеличении коэффициента нефтеотдачи и снижения обводненности продукции.

Способ разработки послойно-неоднородных нефтяных месторождений, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины, закачку в нагнетательные или добывающие скважины при обводнении добывающих скважин изолирующего агента на основе силиката натрия и кислоты, выдержку скважин в течение суток и запуск их в работу, отличающийся тем, что предварительно, перед закачкой изолирующего агента в пласт, закачивают оторочку пресной воды в объеме, обеспечивающем несмешение пластовой воды с изолирующим агентом до времени его загелевания, но не менее одного объема НКТ, выдержку осуществляют после продавки агента в пласт, а в качестве изолирующего агента используют гелеобразующую композицию следующего состава, мас.%:

Силикат натрия 3-8
Сульфаминовая кислота 0,38-1,5
Ацетат хрома 0,35-0,9
Моноэтаноламин 1,5-2,5
Вода Остальное



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к добыче углеводородов или воды из скважин. Технический результат - эффективная одностадийная обработка с ликвидацией углеводородных, эмульсионных или водяных барьеров и растворением кислоторастворимых материалов с контролируемой скоростью.
Изобретение относиться к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке заводнением трещиноватых и пористых пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта - ГРП.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта за счет повышения проницаемости призабойной зоны пласта с одновременным упрощением технологического процесса, снижением стоимости и продолжительности обработки пласта.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта за счет повышения проницаемости призабойной зоны пласта с одновременным упрощением технологического процесса и снижением стоимости и продолжительности обработки пласта.

Изобретение относится к биоцидным композициям для водных текучих средств, применяемых в нефте- и газопромысловых операциях. Композиция водной текучей среды для обработки скважин с биоцидной активностью содержит полимер или сополимер для модификации вязкости текучей среды, монокарбоновую перкислоту в антимикробном количестве, составляющем от приблизительно 1 части на миллион до приблизительно 1000 частей на миллион, и пероксид водорода в концентрации меньше, чем концентрация перкислоты, в водной среде.

Изобретение относится к извлечению углеводородов из подземных пластов. Водная композиция, включающая смесь воды, приблизительно 0,05-10 масс.% от общей массы, по меньшей мере, одного водорастворимого блок-сополимера, содержащего: по меньшей мере, один блок, являющийся водорастворимым по природе, включающий, по меньшей мере, 34% по массе гидрофильных звеньев относительно общего количества звеньев водорастворимого блока и содержащий гидрофобные звенья, и, по меньшей мере, один гидрофобный блок, содержащий, по меньшей мере, 67% по массе гидрофобных звеньев отосительно общего количества звеньев гидрофобного блока, приблизительно 0,01-10 масс.% от общей массы неионогенного поверхностно-активного вещества, со значением ГЛБ от 1 до 12, и приблизительно 0,1-20 масс.% от общей массы, по меньшей мере, одной неорганической соли.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам для обработки нефтяного пласта с целью ограничения водопритока в добывающие скважины и увеличения нефтеотдачи.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений, содержащих высоковязкие и сверхвязкие нефти. Технический результат - повышение коэффициента нефтеотдачи пласта и темпов отбора нефти за счет увеличения охвата пласта воздействием и увеличения коэффициента нефтеизвлечения.
Настоящее изобретение относится к эмульсиям и их применению в подземных работах. Композиция стабилизированной эмульсии включает маслянистую текучую среду, текучую среду, являющуюся, по меньшей мере, частично несмешивающейся с маслянистой текучей средой, и стабилизирующий эмульсию агент, включающий первое ионное соединение, растворимое в маслянистой текучей среде или указанной текучей среде, и второе ионное соединение с зарядом противоположного знака относительно первого ионного соединения.
Изобретения относятся к улучшенному способу вторичной добычи нефти. Технический результат - усовершенствование введения ингибитора отложений на стенках оборудования, повышение эффективности извлечения нефти, увеличение срока службы конструкций.

Изобретение относится к способам и композициям полимеров для модифицирования вязкости нефтепромысловых сервисных текучих сред. Способ обработки подземного пласта флюидом включает получение флюида, содержащего сшивающий агент приведенной структурной формулы, который образуется в результате реакции 1,4-бензолдибороновой кислоты с 2-гидрокси-4-аминобензойной кислотой, и полисахарид или материал на основе целлюлозы, включающий окисленные функциональные группы, и введение флюида в ствол скважины, проходящей через пласт, и обеспечение контакта флюида с пластом. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - повышение эффективности модификации вязкости в широких интервалах температур и давлений. 10 з.п. ф-лы, 20 пр., 1 табл., 2 ил.

Изобретение относится к способам обработки подземной формации с использованием сшитых полимеров. Способ обработки подземной формации, пронизанной буровой скважиной, включает введение обрабатывающей текучей среды в буровую скважину, сшивание гидратируемого полимера для повышения вязкости обрабатывающей текучей среды по меньшей мере для части вводимой таковой и сверхсшивание сшитого полимера для замедленного разрушения структуры обрабатывающей текучей среды. Способ обработки подземной формации, пронизанной буровой скважиной, включает введение в буровую скважину обрабатывающей текучей среды, включающей расклинивающий наполнитель, суспендированный в носителе, загущенном сшитым полисахаридом, для отложения наполнителя в трещине, сверхсшивание сшитого полимера для разрушения текучей среды и вытекание ее в буровую скважину. Способ включает приготовление обрабатывающей текучей среды и введение ее в обрабатываемую структуру, сшивание гидратируемого полимера для повышения вязкости обрабатывающей текучей среды и сверхсшивание сшитого полимера для замедленного разрушения структуры обрабатывающей текучей среды. Технический результат - обеспечение контролируемого режима разрушения обрабатывающей среды. 3 н. и 19 з.п. ф-лы, 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки пласта за счет предварительной очистки и промывки призабойной зоны скважины углеводородным растворителем с последующей обработкой раствором соляной кислоты в пульсирующем режиме с короткими по времени импульсами с увеличением объема, что при последующей разработке пласта позволит повысить продуктивность пласта, упрощение технологического процесса, снижение стоимости и продолжительности обработки пласта. Способ обработки призабойной зоны скважины включает спуск колонны труб в интервал перфорации пласта, импульсную закачку 10-15%-ного водного раствора соляной кислоты по колонне труб, технологическую выдержку в течение 3,0 часов для реагирования и извлечение продуктов реакции. Перед спуском в скважину колонну труб снизу вверх оснащают устройством для импульсной закачки жидкости, разрушаемым клапаном, перфорированным отверстиями патрубком с втулкой внутри и пакером. В процессе спуска колонны труб перфорированный отверстиями патрубок устанавливают на 2 метра ниже нижнего интервала перфорации пласта. Производят закачку углеводородного растворителя по колонне труб в непрерывном режиме при не посаженном пакере и оставляют скважину на технологическую выдержку. В процессе технологической выдержки в 4 цикла через каждые 20 мин поочередно в колонну труб и межколонное пространство скважины закачивают технологическую жидкость в объеме 0,5 м3, после чего вымывают углеводородный растворитель и продукты реакции обратной промывкой в объеме скважины. Затем приподнимают колонну труб так, чтобы устройство для импульсной закачки жидкости размещалось напротив подошвы пласта, производят посадку пакера, перемещают вниз втулку относительно перфорированного отверстиями патрубка и герметизируют отверстия перфорированного патрубка втулкой с ее фиксацией относительно перфорированного отверстиями патрубка, заполняют колонну труб технологической жидкостью и созданием избыточного давления срезают разрушаемый клапан и гидравлически сообщают колонну труб через устройство для импульсной закачки жидкости с пластом. Затем по колонне труб в импульсном режиме производят закачку и продавку технологической жидкостью 10-15%-ного водного раствора соляной кислоты в объеме из расчета 0,8 м3 на 1 м толщины пласта с постепенным увеличением расхода закачки 10-15%-ного водного раствора соляной кислоты от 0,5 м3/ч до 0,8 м3/ч, выполняют технологическую выдержку для реагирования в течение 3,0 ч и производят извлечение продуктов реакции свабированием. 1 пр., 2 ил.

Изобретение относится к консолидации жидкостных стадий и применимо в жидкостной системе, используемой для закачивания в скважину. Способ поддержания консолидации жидкостных стадий в жидкостной системе, используемой для закачивания в скважину, содержащей контактирующую жидкость иного характера, прилегающую к жидкостной стадии, включает подмешивание твердых частиц по меньшей мере к жидкостной стадии или к соседней контактирующей жидкости в количестве, при котором между стадией и соседней контактирующей жидкостью образуются дискретные границы контактирующей жидкости, и закачивание жидкостной системы в ствол скважины. Способ поддержания консолидации жидкостных стадий в жидкостной системе, используемой для закачивания в скважину, содержащей контактирующую жидкость иного характера, прилегающую к жидкостной стадии, включает подмешивание твердых частиц по меньшей мере к жидкостной стадии или к соседней контактирующей жидкости в количестве, при котором в условиях ламинарного режима движения потока между стадией и соседней контактирующей жидкостью образуются дискретные границы контактирующей жидкости, и по меньшей мере часть твердых частиц обладает адгезионными свойствами, способствующими агрегации твердых частиц внутри по меньшей мере жидкостной стадии или соседней контактирующей жидкости, и закачивание жидкостной системы в ствол скважины. Технический результат - обеспечение успешного гидроразрыва. 2 н. и 40 з.п. ф-лы, 3 пр., 4 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта. В способе обработки призабойной зоны пласта разобщают пространство скважины выше и ниже интервала перфорации, закачивают в разобщенное пространство растворитель асфальто-смолистых и парафиновых отложений АСПО, кислотный реагент - водный раствор кислоты и продавочную жидкость с максимально возможным расходом при давлении не более 5 МПа, проводят технологическую выдержку для реагирования компонентов, осваивают скважину свабированием. В качестве растворителя АСПО используют смесь растворителей МИА-пром, ИТПС-РС и технической воды при объемном соотношении компонентов (0,34-0,38):(0,03-0,05):(0,57-0,63), в качестве кислотного реагента - ПАКС, в качестве продавочной жидкости - нефть. 3 пр.

Изобретение относится к бурению нефтяных скважин. Способ обеспечения по существу постоянного реологического профиля бурового раствора в температурном диапазоне от примерно 120°F (49°С) до примерно 40°F (4°С) включает в себя добавление в буровой раствор добавки к буровому раствору, в котором добавка к буровому раствору включает в себя продукт реакции карбоновой кислоты, имеющей не менее двух карбоксильных фрагментов, и полиамина, имеющего не менее двух функциональных аминогрупп, при условии, что добавка не включает алкоксилированных алкиламидов и/или амидов жирных кислот. Композиция состоит из продукта реакции карбоновой кислоты, имеющей не менее двух карбоксильных фрагментов, и полиамина, имеющего не менее двух функциональных аминогрупп, при условии, что она не включает алкоксилированных алкиламидов и/или амидов жирных кислот. Буровой раствор на нефтяной основе содержит указанную выше композицию. Технический результат - повышение эффективности регулирования реологии в широком температурном диапазоне при горизонтальном бурении и для глубоководных участков. 8 н. и 39 з.п. ф-лы, 4 пр., 5 табл.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к повышению нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяной залежи. Технический результат - увеличение нефтеотдачи пластов и снижение обводненности добывающих скважин, повышение эффективности охвата пласта воздействием, расширение технологических возможностей способа. В способе разработки неоднородного нефтяного пласта, включающем закачку в пласт через нагнетательную скважину соли алюминия и щелочного реагента и отбор нефти через добывающие скважины, предварительно до закачки в пласт на устье скважины получают коллоидно-дисперсную систему - КДС с концентрацией от 1,5 до 50,0 мас.% и рН 6,70-8,75 одновременным дозированием 0,5-10%-ного раствора соли алюминия и 1,0-20%-ного раствора щелочного реагента в воду при следующем соотношении компонентов, мас.%: соль алюминия - 0,05-3,0, щелочной реагент - 0,1-6,0, вода - остальное, перемешивают указанные растворы с водой в смесительной емкости в течение 10-30 мин, затем полученную КДС закачивают в пласт в непрерывном режиме до снижения удельной приемистости скважины на 5-30% и достижения давления закачки, не превышающего максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну или продуктивные пласты, и продавливают в пласт водой. В способе разработки неоднородного нефтяного пласта по другому варианту, включающем закачку в пласт через нагнетательную скважину соли алюминия и щелочного реагента и отбор нефти через добывающие скважины, предварительно до закачки в пласт на устье скважины получают КДС с концентрацией от 1,5 до 50,0 мас.% и pH 6,70-8,75 одновременным дозированием порошкообразных реагентов соли алюминия и щелочного реагента в воду при следующем соотношении компонентов, мас.%: соль алюминия - 0,05-3,0, щелочной реагент - 0,1 - 6,0, вода - остальное, перемешивают указанные компоненты с водой в смесительной емкости в течение 10-30 мин, затем полученную КДС закачивают в непрерывном режиме в пласт до снижения удельной приемистости скважины на 5-30% и достижения давления закачки, не превышающего максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну или продуктивные пласты, и продавливают в пласт водой. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 47 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Способ включает стадию вибросейсмического воздействия на пласт с помощью генератора упругих волн. Перед стадией вибросейсмического воздействия осуществляют многоцикловую обработку пласта газообразующим агентом, обеспечивающим выделение в пласте СO2. Каждый из циклов включает закачивание в пласт 10-15%-ного водного раствора газообразующего агента и последующее продавливание его и образующегося газа в глубину пласта потоком воды до снижения расчетной концентрации образованного газа в водном растворе до 10-4-10-2 мас.%. После стадии вибросейсмического воздействия осуществляют глинокислотную обработку пласта. Технический результат - повышение эффективности обработки.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении и оценке эффективности растворителей для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, образующихся на поверхностях технологического оборудования, используемого при добыче, транспортировке и хранении нефти. Способ определения и оценки эффективности растворителей асфальтосмолопарафиновых отложений включает отбор из нефтяного оборудования образцов асфальтосмолопарафиновых отложений, нанесение отложений на металлическую пластину, определение массы, воздействие растворителем. Также способ включает определение массы в результате воздействия растворителя, фиксирование результатов, подвешивание металлической пластины с нанесенным образцом на крючок весов, непрерывное измерение массы образцов, определение массы металлической пластины с образцом, опускание ее в сосуд с испытуемым растворителем, термостатирование сосуда, фиксирование результатов; аналогичная подготовка других образцов и опускание их в сосуд с другим растворителем, проведение аналогичных измерений, сравнение данных испытаний разных растворителей и учитывающий «стеночный эффект». При этом используется образец с нативной (без наплавления) структурой, металлическую пластину с нанесенным образцом подвешивают на крючок коромысла торсионных весов, а сравнение данных испытаний разных растворителей осуществляют по полученным анаморфозам кинетических кривых их растворения. При этом рассчитывают порядок реакций растворения и лимитирующие стадии, константы скоростей растворения, время, за которое половина количества асфальтосмолопарафиновых отложений перейдет в раствор при условии, что процесс протекает как реакция первого порядка, а также эффективную энергию активации разрушения отложений и по полученным величинам кинетических параметров оценивают эффективность растворителей асфальтосмолопарафиновых отложений при той или иной температуре. Техническим результатом изобретения является повышение точности оценки эффективности реагентов для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений, при этом учитываются кинетические аспекты процесса их растворения и температурный режим взаимодействия с растворителями. 3 ил., 1 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны в горизонтальных стволах скважин, пробуренных в залежи битумов и разрабатываемых термическим методом. Технический результат - эффективная обработка призабойной зоны горизонтальной скважины за счет расширения зоны обработки пласта, исключение засорения фильтра, а также сокращение продолжительности технологического процесса осуществления способа. Способ обработки призабойной зоны горизонтальной скважины включает спуск в обрабатываемый интервал скважины гидроперфоратора с колонной труб одностороннего действия с направлением сопел вверх, струйное воздействие через него углеводородным растворителем, затем раствором кислоты, проведение технологической выдержки на реагирование кислоты, извлечение оборудования из скважины, свабирование и пуск скважины в эксплуатацию. На устье горизонтальной скважины до спуска в скважину нижний конец колонны труб оснащают снизу вверх: центратором-патрубком, гидроперфоратором одностороннего действия с направлением сопел вверх, импульсным пульсатором жидкости, клапаном, состоящим из седла и корпуса с отверстиями, герметично перекрытыми седлом, зафиксированным срезным штифтом относительно корпуса, спускают колонну труб до упора центратора-патрубка в забой горизонтальной скважины. Далее в два этапа в импульсном режиме через гидроперфоратор производят струйное воздействие на призабойную зону пласта сначала углеводородным растворителем, а затем соляной кислотой. При реализации двух этапов с одновременной закачкой углеводородного растворителя или соляной кислоты перемещают колонну труб от забоя к устью с постоянной скоростью на длину фильтра горизонтальной скважины. По окончании закачки соляной кислоты размещают гидроперфоратор в конце фильтра со стороны устья скважины, далее на устье скважины в колонну труб устанавливают пробку и продавливают ее по колонне труб технологической жидкостью до посадки пробки на седло клапана и разрушения срезного штифта под действием избыточного давления в колонне труб. Далее проводят технологическую выдержку в течение 1 ч, при этом в процессе технологической выдержки доспускают колонну труб до упора гидроперфоратора в забой горизонтальной скважины. Затем в три цикла поочередно то в колонну труб, то в межколонное пространство скважины закачивают по 0,5 м3 технологической жидкости. По окончании времени выдержки вымывают продукты реакции обратной круговой циркуляцией в полуторакратном объеме скважины. 2 ил.
Наверх