Способ обработки призабойной зоны пласта нефтедобывающей скважины



 


Владельцы патента RU 2519139:

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

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к обработке кислотными композициями призабойной зоны нефтедобывающей скважины. Технический результат - повышение проницаемости и продуктивности в среднем на 42% с одновременным упрощением и удешевлением способа обработки. Способ обработки призабойной зоны пласта нефтедобывающей скважины включает закачку кислотного водного раствора под давлением более 5 МПа в пласт с последующей технологической выдержкой. В качестве кислотного водного раствора используют 0,5-1%-ный водный раствор агента с фосфоновыми кислотами. Указанный раствор закачивают в течение 7-10 дней под давлением до 8 МПа в объеме до 2 м3 на 1 м вскрытой эффективной толщины пласта или при закачке в объеме 2 м3 на 1 м вскрытой эффективной толщины пласта ранее 7 дней, оставшееся время до технологической выдержки производят продавку в пласт указанного раствора технологической жидкостью под давлением 5-8 МПа, с последующей технологической выдержкой в течение 7-10 дней. При закачке менее 0,5 м3 на 1 м вскрытой эффективной толщины пласта в течение 10 дней технологическую выдержку проводят, поддерживая давление в скважине 5-8 МПа. 1 з.п. ф-лы, 3 пр.

 

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

Известен способ обработки призабойной зоны терригенного пласта газовой скважины в условиях аномально низких пластовых давлений (патент RU №2261323, МПК E21B 43/27, опубл. 27.09.2005), включающий формирование ванны путем закачивания водного раствора соляной кислоты в насосно-компрессорные трубы (НКТ) и продавливания его на забой, выдержку и удаление ванны, последовательное закачивание и продавливание по НКТ в пласт водных растворов соляной кислоты и глинокислоты и удаление отработанного кислотного раствора, причем при формировании ванны используют водный раствор соляной кислоты 2-4%-ной концентрации в объеме, выбранном из условия

V З + V C < V В Н С l < 10 6 Р П Л π ( D В Н L ) 2 4 ρ g ,

где VBHCl - объем водного раствора соляной кислоты 2-4%-ной концентрации, м3;

VЗ - объем зоны зумпфа скважины, м3;

VC - объем ствола скважины в зоне вскрытой эффективной толщины пласта, м3;

РПЛ - пластовое давление, МПа;

DBH - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м;

L - толщина стенки НКТ, м;

ρ - плотность водного раствора соляной кислоты 2-4%-ной концентрации, кг/м3;

g - ускорение свободного падения, м/с2,

а при последовательном закачивании и продавливании по НКТ в пласт используют водный раствор соляной кислоты 7-15%-ной концентрации и водный раствор глинокислоты в виде смеси растворов соляной кислоты 7-15%-ной концентрации и плавиковой кислоты 1-3%-ной концентрации, причем водный раствор соляной кислоты закачивают в виде двух порций в объеме 0,03-0,10 м3 на 1 м вскрытой эффективной толщины пласта каждая, а между ними закачивают водный раствор глинокислоты в объеме 0,08-0,18 м3 на 1 м вскрытой эффективной толщины пласта, при этом продавливание на забой и продавливание по НКТ в пласт указанных растворов кислот осуществляют газообразным агентом, закачиваемым в трубное пространство, выбранным из группы: азот, природный газ, выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания, причем после стабилизации устьевого давления в трубном и затрубном пространствах НКТ закачивают указанный газообразный агент в трубное и затрубное пространства НКТ, продолжая продавливание последним из указанных растворов кислот по НКТ и обеспечивая постоянный расход газообразного агента, закачиваемого как в трубное, так и затрубное пространство НКТ с общим объемом 16-31 м3 на 1 м вскрытой эффективной толщины пласта, а перед удалением отработанного кислотного раствора дополнительно вводят в скважину твердый пенообразователь без газообразующего агента, количество стержней которого рассчитывают по формуле:

N Т П О = V З Z m 1 k 1 ,

где NТПО - количество стержней твердого пенообразователя без газообразующего агента, шт;

Z - концентрация поверхностно-активного вещества в отработанном кислотном растворе, находящемся в зоне зумпфа скважины, кг/м3;

m1 - масса одного стержня твердого пенообразователя без газообразующего агента, кг;

k1 - массовое содержание поверхностно-активного вещества в стержне твердого пенообразователя без газообразующего агента, д. ед.,

при этом после стабилизации устьевого давления в трубном и затрубном пространствах НКТ отбирают из зоны зумпфа скважины пробу отработанного кислотного раствора, анализируют на остаточную концентрацию соляной кислоты и наличие ионов трехвалентного железа, вводят в скважину твердый пенообразователь с газообразующим агентом, количество стержней которого рассчитывают по формуле:

N Т П О Г = a М Г V З ( С 1 С 2 ) b M H C l m 2 k 2 ,

где NТПОГ - количество стержней твердого пенообразователя с газообразующим агентом, шт;

a, b - стехиометрические коэффициенты уравнения реакции образования газовой фазы при газообразующем агенте и при соляной кислоте соответственно;

MГ - молекулярная масса газообразующего агента твердого пенообразователя, г/моль;

C1 - остаточная концентрация соляной кислоты в пробе отработанного кислотного раствора, отобранной из зоны зумпфа скважины, кг/м3;

С2 - концентрация соляной кислоты, необходимая для предотвращения выпадения ионов железа в осадок, кг/м3;

MHCl - молекулярная масса соляной кислоты, г/моль;

m2 - масса одного стержня твердого пенообразователя с газообразующим агентом, кг;

k2 - массовое содержание газообразующего агента в стержне твердого пенообразователя с газообразующим агентом, д. ед.

Наиболее близким является способ кислотной обработки призабойной зоны нефтедобывающих скважин (патент RU №2441979, МПК E21B 43/27, опубл. 10.02.2012), включающий спуск по межтрубному пространству гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки с закачкой в скважину и на забой легкой нефти, продвижение гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки до низа скважины, закачку нефти до полной замены жидкости глушения на нефть, подъем низа гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки до кровли продуктивного пласта, закрытие скважины, закачку в призабойную зону раствора соляной кислоты через гибкие безмуфтовые длинномерные трубы колтюбинговой установки, спуск низа гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки на 0,8-1,2 м и закачку раствора соляной кислоты, продолжение спуска и закачку до достижения подошвы продуктивного пласта, подъем низа гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки на середину скважины и проведение технологической выдержки в течение 2-3 ч, постепенное опускание гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки до низа скважины и одновременно закачку нефти с отбором скважинной жидкости через межтрубное пространство, промывку скважины нефтью, извлечение из скважины гибких безмуфтовых длинномерных труб колтюбинговой установки и закрытие межтрубного пространства, проведение подготовительно-заключительных работ и запуск скважины в работу. Для проведения обработки выбирают скважину, вскрывшую продуктивный пласт с проницаемостью менее 0,01 мкм2, пластовым давлением более или равным 7 МПа, коэффициентом продуктивности менее 0,1 м3/сут·МПа, при этом непосредственно перед обработкой устанавливают режим работы скважины при забойном давлении менее или равном 1,5 МПа, устанавливают депрессию на пласт более и равной 5,5 МПа, при обработке объем кислоты закачивают не более 0,5-1 м3 на 1 м перфорированной мощности, а интервал продуктивного пласта перфорируют не позднее, чем за год до проведения обработки с перфорированием интервала продуктивного пласта более 10 м.

Недостатками данных способов являются сложность использования из-за большого количества операций с точными параметрами, требующими постоянного контроля, и высокие концентрации кислотных компонентов, что приводит к высокой стоимости этих способов и большой вероятности ошибки при использовании, приводящей к значительному ухудшению получаемых результатов.

Технической задачей предлагаемого изобретения является создание простого, надежного и дешевого способа, дающего необходимые результаты при обработке призабойной зоны пласта кислотной композицией.

Техническая задача решается способом обработки призабойной зоны пласта нефтедобывающей скважины, включающим закачку кислотного водного раствора под давлением более 5 МПа в пласт с последующей технологической выдержкой.

Новым является то, что в качестве кислотного водного раствора используют 0,5-1%-ный водный раствор агента с фосфоновыми кислотами, закачиваемый в течение 7-10 дней под давлением до 8 МПа в объеме до 2 м3 на 1 м вскрытой эффективной толщины пласта или при закачке в объеме 2 м3 на 1 м вскрытой эффективной толщины пласта ранее 7 дней, оставшееся время до технологической выдержки производят продавку в пласт водного раствора агента технологической жидкостью под давлением 5-8 МПа, с последующей технологической выдержкой в течение 7-10 дней.

Также новым является то, что при закачке менее 0,5 м3 на 1 м вскрытой эффективной толщины пласта в течение 10 дней технологическую выдержку проводят поддерживая давление в скважине 5-8 МПа.

В способе используют кислотные растворы, полученные в соответствии с описаниями изобретений к патентам №2331650 и 2331651: кислотный раствор агента, представляющий собой вязкую жидкость от бесцветного до светло-коричневого цвета с запахом уксуса, в составе содержит, мас.%: ацетоксиэтилидендифосфоновую кислоту - 50-95%, уксусную кислоту - 50-5% и кислотный раствор, содержащий, мас.%: ацетоксиэтилидендифосфоновую кислоту - 50-95%, уксусную кислоту - 29,5-0,5%, остальное - уксусный ангидрид до 100. Они легко растворимы в пресных и минерализованных водах для приготовления рабочих концентраций.

Способ реализуется следующим образом.

В нефтедобывающую скважину для обработки призабойной зоны пласта закачивают 0,5-1%-ный водный раствор агента с фосфоновыми кислотами под давлением 5-8 МПа в пласт в течение 7-10 дней и в объеме до 2 м3 на 1 м вскрытой эффективной толщины пласта, с последующей технологической выдержкой в течение 7-10 дней. При закачке менее 0,5 м3 на 1 м вскрытой эффективной толщины пласта в течение 10 дней технологическую выдержку проводят поддерживая давление в скважине 5-8 МПа. При закачке 2 м3 на 1 м вскрытой эффективной толщины пласта ранее 7 дней оставшееся время до технологической выдержки производят продавку в пласт водного раствора агента с фосфоновыми кислотами технологической жидкостью (например: вода, соленая вода, нефть и т.п.) под давлением 5-8 МПа.

Примеры конкретного выполнения.

Осуществление данного способа рассмотрим на примере залежей в карбонатных отложениях филипповского горизонта кунгурского яруса и артинского яруса нижней перми. Линейные размеры залежей составляют 9,0×3,0 км и 8,8 км×2,8 км. Для увеличения проницаемостной характеристики пород в призабойной зоне пласта (ПЗП), позволяющей как добывные возможности, так и приемистость нагнетательных скважин, предлагается обработка ПЗП водным раствором агента с фосфоновыми кислотами.

В скважину с глубиной залегания кровли продуктивного пласта 2506 м, вскрытую эффективной толщиной 5,6 м, проницаемостью 2,1×10-3 мкм2, продуктивностью 0,6 м3/(сут·МПа), закачали 0,7%-ный водный раствор агента с фосфоновыми кислотами в объеме 11,2 м3 в течение 8 дней под давлением 5-6,8 МПа, после чего закачку прекратили и оставили на выдержку в течение 8 дней. В качестве водного раствора агента с фосфоновыми кислотами использовали агент, содержащий, мас.%: ацетоксиэтилидендифосфоновую кислоту - 75% и уксусную кислоту - 25%. Затем исследовали ПЗП этой скважины и получили следующие показатели: проницаемость - 2,84×10-3 мкм2, продуктивность - 1,08 м3/(сут·МПа).

В скважину с глубиной залегания кровли продуктивного пласта 2536 м, вскрытой эффективной толщиной 5,6 м, проницаемостью 2×10-3 мкм2, продуктивностью 0,76 м3/(сут·МПа), закачали 1%-ный водный раствор агента с фосфоновыми кислотами в объеме 7,84 м3 в течение 10 дней под давлением 8 МПа, после чего закачку прекратили и оставили на выдержку в течение 10 дней, подымая давление устьевым насосом до 8 МПа при снижении до 5 МПа, то есть поддерживая давление в интервале 5-8 МПа. В качестве водного раствора агента с фосфоновыми кислотами использовали агент, содержащий, мас.%: ацетоксиэтилидендифосфоновую кислоту - 60%, уксусную кислоту - 30%, уксусный ангидрид - 10%. Затем исследовали ПЗП этой скважины и получили следующие показатели: проницаемость - 3,2×10-3 мкм2, продуктивность - 1,22 м3/(сут·МПа).

В скважине с глубиной залегания кровли продуктивного пласта 1563 м, вскрытой эффективной толщиной 6 м, проницаемостью 2,2×10-3 мкм2, продуктивностью 0,7 м3/(сут·МПа), закачали в скважину 0,5%-ный водный раствор агента с фосфоновыми кислотами в объеме 11,2 м3 в течение 5 дней под давлением 5 МПа, далее провели закачку 8 м3 в течение 2 дней, продавливая раствор агента с фосфоновыми кислотами глубже в пласт технологической жидкостью: соленой водой, после чего закачку прекратили и оставили на выдержку в течение 7 дней. Затем исследовали ПЗП этой скважины и· получили следующие показатели: проницаемость - 2,6×10-3 мкм2, продуктивность - 0,99 м3/(сут·МПа).

Из приведенных примеров видно, что при использовании предлагаемого способа проницаемость увеличивается в 1,3-1,6 раза, продуктивность - 1,27-1,61 раза.

Предлагаемый способ обработки призабойной зоны пласта нефтедобывающей скважины прост и дешев в использовании за счет применения водного раствора агента с фосфоновыми кислотами в малой концентрации, что позволяет повысить проницаемость и продуктивность в среднем на 42%.

1. Способ обработки призабойной зоны пласта нефтедобывающей скважины, включающий закачку кислотного водного раствора под давлением более 5 МПа в пласт с последующей технологической выдержкой, отличающийся тем, что в качестве кислотного водного раствора используют 0,5-1%-ный водный раствор агента с фосфоновыми кислотами, закачиваемый в течение 7-10 дней под давлением до 8 МПа в объеме до 2 м3 на 1 м вскрытой эффективной толщины пласта или при закачке в объеме 2 м3 на 1 м вскрытой эффективной толщины пласта ранее 7 дней, оставшееся время до технологической выдержки производят продавку в пласт водного раствора агента технологической жидкостью под давлением 5-8 МПа, с последующей технологической выдержкой в течение 7-10 дней.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при закачке менее 0,5 м3 на 1 м вскрытой эффективной толщины пласта в течение 10 дней технологическую выдержку проводят, поддерживая давление в скважине 5-8 МПа.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для освоения газовых и газоконденсатных скважин при вторичном вскрытии продуктивных пластов.
Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта.

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.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при осуществлении гидравлического разрыва пласта преимущественно в карбонатных пластах.

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 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 нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны скважины. Способ обработки пласта включает спуск колонны труб с пакером в интервал перфорации пласта.

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 нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны скважины. Изобретение обеспечивает повышение эффективности обработки пласта за счет повышения проницаемости пласта перед его обработкой, упрощение способа, снижение стоимости и продолжительности обработки пласта. Сущность изобретения: способ включает спуск колонны труб в интервал перфорации пласта, промывку скважины, оснащенной центральной и затрубной задвижками, обработку призабойной зоны скважины закачкой раствора соляной кислоты по колонне труб и технологическую выдержку на реагирование. Согласно изобретению колонну труб снизу оснащают импульсным пульсатором жидкости, а выше импульсного пульсатора жидкости - клапаном. Спускают колонну труб в скважину так, чтобы нижний конец колонны труб находился напротив интервала перфорации пласта, производят закачку в пласт пресной воды с добавкой поверхностно-активного вещества (ПАВ) в импульсном режиме, прикрывая затрубную задвижку, под давлением, не превышающим допустимого давления на эксплуатационную колонну, с последующим изливом и возобновлением прямой круговой циркуляции. Затем приводят в действие клапан и отсекают импульсный пульсатор жидкости, доспускают колонну труб так, чтобы радиальные отверстия клапана находились напротив интервала перфорации пласта. По колонне труб закачивают раствор соляной кислоты, доводят его до интервала перфорации пласта, устанавливают соляно-кислотную «ванну» и оставляют скважину на технологическую выдержку. В процессе технологической выдержки через каждые 0,5 ч поочередно то в колонну труб, то в межколонное пространство скважины закачивают пресную воду с добавкой ПАВ. По окончании выдержки вымывают продукты реакции. Проводят определение действительной приемистости пласта закачкой в пласт пресной воды с добавкой ПАВ через межколонное пространство под давлением, не превышающим допустимого давления на эксплуатационную колонну. Если действительная приемистость равна или выше оптимальной, то обработку призабойной зоны скважины прекращают и колонну труб извлекают из скважины. Если действительная приемистость ниже оптимальной, то при открытой центральной и затрубной задвижках вызывают обратную круговую циркуляцию жидкости и промывают скважину. При этом периодически прикрывают центральную задвижку до роста забойного давления на 4 МПа от начального давления с последующим открытием центральной задвижки до появления прозрачной жидкости. При этом не превышают допустимого давления на эксплуатационную колонну. Продолжают обратную круговую циркуляцию в течение 1 ч и производят повторное определение действительной приемистости. 1 пр., 3 ил.

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.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для кислотного гидроразрыва пласта в открытых стволах скважин. Устройство содержит корпус с радиальными каналами, в которых закреплены втулки с коническими соплами, установленными с возможностью радиального перемещения и подпружиненными в радиальном направлении, втулку с конической наружной поверхностью, размещенной в полости корпуса и оснащенной центральным отверстием с седлом под бросовый клапан, выполненный в виде шарика. В корпусе разрезной конус расположен под втулкой, при этом конические сопла жестко соединены с разрезным конусом, выполненным в виде секторов, охватывающих внутреннюю поверхность корпуса по периметру. Количество секторов разрезного конуса соответствует количеству конических сопел. Разрезной конус оснащен внутренней конической поверхностью, взаимообращенной к наружной конической поверхности втулки. В корпусе выполнена внутренняя кольцевая проточка, а разрезной конус и конические сопла имеют возможность радиального расширения и размещения разрезного конуса во внутренней кольцевой проточке корпуса при осевом перемещении втулки вниз до внутреннего упора, выполненного на нижнем конце корпуса под действием избыточного давления над клапаном и сообщения надклапанного пространства с коническими соплами. К шарику бросового клапана, пропускающего жидкость снизу вверх, сверху жестко закреплен шток, оснащенный сверху парашютом. Технический результат заключается в повышении эффективности и надежности кислотного гидроразрыва пласта. 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может успешно использоваться при разработке нефтяных и газовых месторождений с трудно извлекаемыми запасами, вскрывающими как карбонатные, так и терригенные коллекторы, в том числе с нефтями повышенной вязкости. Задачей изобретения является повышение эффективности разработки за счет воздействия на пласты физическими излучениями с обеспечением эффективного фильтрационного притока нефти к скважинам и расширения функциональных возможностей способа. Сущность изобретения: способ включает добычу нефти из добывающих скважин, закачку вытесняющих агентов в нагнетательные скважины, исследование геологической среды продуктивных пластов и использование физических методов воздействия на них с регистрацией и анализом эмиссионных излучений из геологической среды как до, в процессе воздействия, так и после воздействия. Согласно изобретению определяют пространственно-временную совокупность очагов воздействия путем регистрации и анализа временных рядов сигналов эмиссионных излучений из областей геологической среды, покрывающих поля различной флюидонасыщенности, трещиноватости и напряженности, а также узловые зоны повышенной неустойчивости по площади и объему пластов. При этом данную совокупность очагов определяют до воздействия и корректируют в его процессе. Анализ сигналов эмиссионных излучений проводят с последовательной трансформацией временного диапазона и определением временных размерностей циклов вариации интенсивности эмиссионных излучений, соответствующих фрактальным субструктурам среды, начиная с самых малых. Затем по совокупности определенных очагов устанавливают по площади и/или объему пластов участки и времена, из которых и в соответствии с которыми осуществляют поличастотное волновое и/или импульсное воздействие одновременно на двух или более частотах. При этом данные частоты колебаний или следования импульсов устанавливают с корректировкой в процессе воздействия по определяемым в ходе анализа эмиссионных излучений вышеуказанным временным размерностям. 15 з.п. ф-лы, 1 пр., 1 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны добывающей скважины. Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины включает заполнение интервала продуктивного пласта скважины растворителем асфальтосмолистых и парафиногидратных отложений с частичной его задавкой в призабойную зону скважины. Осуществляют вакуумно-импульсное воздействие с одновременной откачкой продуктов реакции. Заполняют интервал продуктивного пласта раствором соляной кислоты с частичной его задавкой в призабойную зону скважины. Осуществляют технологическую выдержку и вакуумно-импульсное воздействие с одновременной откачкой продуктов реакции. При этом за один цикл вакуумно-депрессионного воздействия откачивают порядка 0,01 м3 жидкости. При вакуумно-импульсном воздействии после задавки растворителя асфальтосмолистых и парафиногидратных отложений количество импульсов назначают в 3-6 раз больше, чем при вакуумно-импульсном воздействии после задавки раствора соляной кислоты, при назначении объема извлечения прореагировавшего объема растворителя асфальтосмолистых и парафиногидратных отложений, равного объему закаченного растворителя. Техническим результатом является повышение эффективности обработки призабойной зоны. 3 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности освоения нефтяных и газовых скважин и увеличение их продуктивности. В способе освоения нефтяных и газовых скважин, включающем обработку призабойной зоны скважины путем закачки в скважину кислотной эмульсии и проведения технологической выдержки, последовательно закачивают в скважину, оборудованную колонной лифтовых труб, продавочную жидкость, высоковязкую разделительную жидкость и кислотную эмульсию, в качестве кислотной эмульсии используют кислотную пену, которую приготавливают путем газирования расчетного объема пенообразующей эмульсии, равного объему скважины в интервале вскрытия продуктивного пласта. Пенообразующая эмульсия содержит, мас.%: дизельное топливо 25,0; соль КСl 10,0; поверхностно-активное вещество неонол АФ 9-12 1,0-1,5; соляную кислоту НСl 10,0, воду остальное. Степень газирования пенообразующей эмульсии регулируют, исходя из максимально допустимой депрессии на глубине кровли продуктивного пласта. Закачку кислотной пены осуществляют через межтрубное пространство скважины в интервал вскрытия продуктивного пласта, затем кислотную пену продавливают в продуктивный пласт продавочной жидкостью, причем между продавочной жидкостью и кислотной пеной вводят высоковязкую разделительную жидкость с условной вязкостью не менее 120 с, после чего в межтрубном пространстве скважины и лифтовых трубах создают посредством продавочной жидкости избыточное давление на призабойную зону пласта с периодичностью, обеспечивающей создание чередующихся, по меньшей мере, трех циклов депрессии и репрессии на пласт, при этом проводят технологическую выдержку скважины не менее трех часов в каждом из циклов депрессии и репрессии до получения притока пластового флюида в цикле депрессии. 4 табл., 1 ил.

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. На устье скважины нижний конец колонны труб, в качестве которой применяют безмуфтовую трубу колтюбинга, оснащают сначала клапаном, состоящим из седла и корпуса с отверстиями, герметично перекрытыми седлом, зафиксированным срезным штифтом относительно корпуса, а затем импульсным пульсатором жидкости с насадкой на конце. Спускают колонну труб до упора насадкой импульсного пульсатора жидкости в забой горизонтальной скважины, заполняют колонну труб кислотным раствором и производят закачку раствора кислоты в импульсном режиме под давлением не более 18 МПа и одновременным перемещением колонны труб со скоростью 50 м в минуту от забоя к устью на длину фильтра горизонтальной скважины. На расчетном расстоянии прекращают перемещение колонны труб и закачку кислотного раствора, устанавливают пробку в колонну труб с устья, возобновляют перемещение колонны труб и продавливают пробку технологической жидкостью. Причем в тот момент, когда импульсный пульсатор переместится в интервал конца фильтра, близкого к устью скважины, пробка садится на седло клапана, вследствие чего возрастает гидравлическое давление в колонне труб, происходит разрушение срезного штифта. При этом седло смещается вниз и открываются отверстия в корпусе клапана, сообщающие внутренние пространства колонны труб и межколонного пространства горизонтальной скважины. Пробка герметично отсекает импульсный пульсатор жидкости. Далее проводят технологическую выдержку в течение 1 ч, в процессе технологической выдержки доспускают колонну труб до упора импульсного пульсатора жидкости 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. Техническим результатом является повышение эффективности обработки призабойной зоны. 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - восстановление газогидродинамической связи скважины со слабосцементированным терригенным продуктивным пластом без разрушения скелета пород-коллекторов в условиях аномально низкого пластового давления. Способ обработки призабойной зоны слабосцементированного терригенного пласта в условиях аномально низкого пластового давления включает спуск гибкой трубы во внутреннюю полость лифтовой колонны газовой скважины до забоя и очистку забоя от жидкости и механических примесей технической водой, обработанной поверхностно-активным веществом и гидрофобизирующей добавкой и загущенной двухпроцентным раствором карбоксиметилцеллюлозы, последующий подъем гибкой трубы до нижних отверстий интервала перфорации, закачивание через гибкую трубу в интервал перфорации при медленном подъеме гибкой трубы до верхних отверстий интервала перфорации со скоростью 2 м/с кислотного состава, содержащего следующие компоненты, мас.%: лимонная кислота 10-20; неионогенное поверхностно-активное вещество ОП-10 1-2; трилон Б 0,2-0,5; вода остальное, в объеме 0,2-0,5 м3 эффективной перфорированной толщины, продавливание кислотного состава в пласт посредством буферной жидкости или инертного газа, последующий подъем гибкой трубы и оставление скважины на период реакции кислотного состава с кольматирующими соединениями. 1 ил., 3 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - увеличение глубины обработки и повышение эффективности обработки. Способ обработки призабойной зоны скважины включает перфорацию интервала продуктивного пласта, продавку раствора кислоты при запакерованном межтрубном пространстве, технологическую выдержку, свабирование при запакерованном межтрубном пространстве до снижения забойного давления не менее чем на 1,7 МПа и достижения скорости притока из продуктивного пласта не менее 80 м/час, при сниженном забойном давлении закачку в продуктивный пласт раствора кислоты с поверхностно-активным веществом, продавку технической водой в объеме 1,4-1,6 м3/м обрабатываемого интервала плотностью не менее 1,15 г/см3 на скорости порядка 1-2 л/с при начальном давлении на устье скважины 10-11 МПа, при снижении давления закачки до 8-9 МПа закачку на скорости порядка 4-5 л/с, технологическую выдержку до падения давления, технологическую выдержку для реагирования кислоты не менее 1 часа, свабирование, промывку скважины, спуск глубинно-насосного оборудования и запуск скважины в эксплуатацию. В качестве технической воды используют раствор пресной или пластовой воды плотностью от 1,0 до 1,18 г/см3 с добавлением 0,1-0,5%-ного раствора поверхностно-активного вещества МЛ-81Б. 1 пр.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение проникновения кислотного состава в трещины и поры пласта при снижении его обводняемости за счет гидрофобизации и предотвращения разрушения призабойной зоны пласта. В способе обработки призабойной зоны трещиновато-порового терригенного пласта с близкорасположенным газоводяным контактом в незаглушенную скважину до кровли обрабатываемого пласта спускают гибкую трубу колтюбинговой установки, через которую последовательно закачивают метанол в объеме 1-2 м3 на 1 м обрабатываемого интервала и обратную газированную углеводородную кислотную эмульсию в объеме 2-3 м3 на 1 м обрабатываемого интервала, содержащую, масс. %: нефть 75-85, 18-20%-ный раствор соляной кислоты 3-4, неионогенное поверхностно-активное вещество - дисолван 0,5-1,5, вода остальное, продавливают эмульсию в пласт на глубину закольматированной зоны, включая трещины и поры горной породы призабойной зоны, но не более 1,5 м по радиусу, инертным газом - азотом, оставляют эмульсию на период ее реакции с кольматирующими частицами в интервале перфорации, в трещинах и порах горной породы призабойной зоны в течение 2-4 часов, после чего вызывают приток газа из пласта и вместе с газом удаляют отходы реакции на факел, затем скважину отрабатывают до вывода ее на проектный режим и вводят скважину в эксплуатацию. 3 пр.
Наверх