Способ повышения нефтеотдачи в неоднородных, высокообводненных, пористых и трещиновато-пористых, низко- и высокотемпературных продуктивных пластах



Способ повышения нефтеотдачи в неоднородных, высокообводненных, пористых и трещиновато-пористых, низко- и высокотемпературных продуктивных пластах
Способ повышения нефтеотдачи в неоднородных, высокообводненных, пористых и трещиновато-пористых, низко- и высокотемпературных продуктивных пластах
Способ повышения нефтеотдачи в неоднородных, высокообводненных, пористых и трещиновато-пористых, низко- и высокотемпературных продуктивных пластах
Способ повышения нефтеотдачи в неоднородных, высокообводненных, пористых и трещиновато-пористых, низко- и высокотемпературных продуктивных пластах

 


Владельцы патента RU 2528805:

Апасов Гайдар Тимергалеевич (RU)

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных и газовых залежей с неоднородными, высокобводненными, пористыми и трещиновато-пористыми, низко- и высокотемпературными продуктивными пластами. Обеспечивает повышение надежности изоляции притока пластовых вод к забою, заколонных перетоков воды и газа по цементному кольцу при минимальных капитальных затратах. Сущность изобретения: способ включает проведение изоляционных работ пластовой, подошвенной воды или заколонной циркуляции. При проведении изоляционных работ в водонасыщенную часть пласта производят закачку водоизолирующей полимер-глинисто-кварцевой системы и дополнительно закрепляют призабойную зону пласта и внутреннее пространство ствола скважины герметизирующей быстросхватывающей тампонажной смесью. Согласно изобретению водоизолирующую полимер-глинисто-кварцевую систему закачивают через перфорационные отверстия колонны ниже водонефтяного контакта - ВНК - с созданием дополнительного экрана не менее 20 м по радиусу от ствола скважины. Герметизирующую быстросхватывающуюся тампонажную смесь закачивают через перфорационные отверстия колонны выше ВНК с созданием дополнительного экрана не менее 5 м по радиусу от ствола скважины. Вскрывают нефтенасыщенный интервал продуктивного пласта перфорационными отверстиями глубиной, выходящей за пределы загрязненной зоны. Осуществляют повторное вскрытие продуктивного пласта с проведением гидроразрыва - ГРП - или физико-химических, волновых, механических, акустических методов воздействия на нефтенасыщенный интервал. 4 ил., 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных и газовых залежей с неоднородными, высокообводненными, пористыми и трещиновато-пористыми, низко- и высокотемпературными продуктивными пластами. Относится, в частности, к области повышения нефтегазоотдачи пластов и интенсификации притоков. Известно, что в процессе эксплуатации нефтяных и газовых залежей с неоднородными, высокообводненными, пористыми и трещиновато-пористыми, низко- и высокотемпературными продуктивными пластами интенсивно происходит обводнение по геологическим, технологическим и техническим причинам.

Известен способ интенсификации притоков с помощью гидравлического разрыва пласта (ГРП) в крепко сцементированных породах-коллекторах. Недостатком способа является то, что при наличии подошвенных вод создаваемая трещина может соединиться с водонасыщенной частью пласта, что требует значительных дополнительных затрат на проведение водоизоляционных работ в скважине [Овнатанов Г.Т. Вскрытие и обработка пласта.- М.: «Недра», 1970. - С.233-238]. Не определен температурный допустимый диапазон его применения.

Известен способ повышения нефтеотдачи трещиноватых и пористых пластов с искусственно созданными трещинами после ГРП [патент РФ №2398102 C1, МПК E21B 43/22, 2010 г.], включающий селективную закачку в обводненный пласт водного раствора полиакриламида со сшивателем - соединением хрома, с использованием добавки бентонитового глинопорошка и кварцевого песка. Используют бентонитовый глинопорошок модифицированный и в виде смеси его с кварцевым песком осуществляют вначале закачку водного раствора, содержащего 0,01-0,30 мас.% частично гидролизованного полимера-полиакриламида и 0,1-0,6 мас.% сшивателя - хромсодержащего соединения, продавку водой, затем - закачку водного раствора полиакриламида (0.005 мас.%) с вязкостью (0.55 сП) на 10% большей вязкости пластовой воды (0.5 сП), в котором суспендировано 3-10 мас.% смеси модифицированного бентонитового глинопорошка и кварцевого песка с начальным их соотношением 10:1 при последующем увеличении концентрации песка до соотношения 1:2. Недостатком способа является то, что в добывающих скважинах закрепление производится тампонажным составом из цемента, который практически не создает дополнительный блокирующий экран в ПЗП и кольматирует нефтенасыщенный и водонасыщенный интервал пласта, ограничивая впоследствии приток нефти. Кроме того, закрепление цементом разрушается при применении кислотных составов для вызова притока и нарушается герметичность цемента при перфорации, в дальнейшем требуются значительные дополнительные затраты на проведение водоизоляционных работ в скважине.

Известен способ восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих нефтяных и газовых скважин, включающий производство ремонтно-изоляционных работ, вскрытие продуктивного пласта в обсадной колонне и ввод скважины в эксплуатацию [заявка 98116654/33 РФ, E21B 47/00, заявлено 04.09.98, опубликовано 20.06.00, Бюл. №17]. Недостатком этого способа при восстановлении продуктивности простаивающих скважин со сложно построенными коллекторами и с низкими ФЕС является бурение второго ствола. Ожидаются большие затраты на бурение второго ствола и невысокая вероятность его попадания в продуктивную зону, особенно в коллекторах с линзами и пропластками пород, имеющими достаточно хорошие фильтрационно-емкостные свойства. Не определен температурный допустимый диапазон применения способа.

Наиболее близким аналогом к предлагаемому способу является способ восстановления продуктивности и ввода в эксплуатацию простаивающих нефтяных и газовых скважин [патент РФ №2231630, C17 E21B 43/00, 43/32, 2002]. Недостатком способа является то, что по этому способу обеспечивается восстановление продуктивности скважин, предотвращение притока пластовых вод, ликвидация перетоков только в коллекторах с низкими фильтрационно-емкостными свойствами и близко расположенными к водонефтяным контактам. Следующие недостатки способа: не определен температурный допустимый диапазон его применения, закрепление производится тампонажным составом из цемента.

Основная задача при создании нового изобретения состоит в разработке надежного способа повышения нефтегазоотдачи в неоднородных, высокообводненных, трещиноватых и пористых продуктивных пластах с температурами от 20 до 100 градусов, для нефтяных и газовых залежей.

Целью изобретения является повышение эффективности разработки нефтяных и газовых залежей с неоднородными, высокообводненными, трещиноватыми и пористыми продуктивными пластами с температурами от 20 до 100 градусов путем ликвидации притоков пластовых, подошвенных вод и проведением комплексных физико-химических, волновых, механических, акустических методов воздействия или проведением гидравлического разрыва на нефтенасыщенный интервал пласта.

Технический результат изобретения заключается в получении дополнительной добычи нефти, повышении эффективности выработки запасов нефти и газа из скважин путем проведения комплексных физико-химических, волновых, механических, акустических методов воздействия или ГРП на нефтенасыщенный интервал пласта с предварительной ликвидацией притоков пластовых и подошвенных вод, заколонных перетоков с температурами от 20 до 120 градусов.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в известном способе повышения нефтеотдачи продуктивного пласта, включающим проведение изоляционных работ пластовой, подошвенной воды или заколонной циркуляции, при этом при проведении изоляционных работ в водонасыщенную часть пласта производят закачку водоизолирующей полимер-глинисто-кварцевой системы и дополнительно закрепляют призабойную зону пласта и внутреннее пространство ствола скважины герметизирующей быстросхватывающей тампонажной смесью, особенностью является то, что водоизолирующую полимер-глинисто-кварцевую систему закачивают через перфорационные отверстия колонны ниже водонефтяного контакта - ВНК - с созданием дополнительного экрана не менее 20 м метров по радиусу от ствола скважины; герметизирующую быстросхватывающуюся тампонажную смесь закачивают через перфорационные отверстия колонны выше ВНК с созданием дополнительного экрана не менее 5 м метров по радиусу от ствола скважины; вскрывают нефтенасыщенный интервал продуктивного пласта перфорационными отверстиями глубиной, выходящей за пределы загрязненной зоны; осуществляют повторное вскрытие продуктивного пласта с проведением гидроразрыва - ГРП - или физико-химических, волновых, механических, акустических методов воздействия на нефтенасыщенный интервал.

Водоизолирующая полимер-глинисто-кварцевая система (ПГКС) известна по патенту РФ №2398102, C1 МПК E21B 43/22, 2010 г.

Рецептура состава БСТС защищена авторским свидетельством (авторское свидетельство №1620610, опубл. 1990 г.) и патентом [патент РФ 2439119, C2, МПК C09K 8/44, опубл. 2010].

Весь процесс применения способа производится в следующем порядке. Первоначально по материалам ПГИС устанавливается интервал притока воды по пласту или перетоки за колонной, положение ВНК или ГНК в конкретной добывающей скважине. К примеру, по фиг.1, имеется определенный интервал перфорации (4), определен ВНК (3), выявлен приток пластовой воды (5) по заколонному перетоку или созданием конуса из нижней водонасыщенной части пласта (1), при этом верхний пласт (2) нефтенасыщенный. Для изоляции пластовой воды первоначально перекрывается весь перфорированный интервал цементным мостом (6) по фиг.2. После цемент разбуривается по фиг.3 до нижних перфорационных отверстий фильтра и вскрывается перфорацией интервал (1) до 4 метров ниже ВНК. Приемистость должна быть не менее 200 м3/сут при давлении 10 МПа. Далее проводится селективная закачка водоизолирующей полимер-глинисто-кварцевой системы с созданием блокирующего экрана (2) по обводненному пласту не менее 20 м и продавливается продавочной жидкостью до пласта. Далее производится дополнительная перфорация (3) на расстоянии 2 м выше ВНК и закачивается герметизирующая композиция на основе быстросхватывающей тампонажной смеси (БСТС) с оттеснением воды вглубь пласта (4). Производится продавка БСТС с созданием дополнительного блок-экрана (4) в радиусе не менее 5 м от ствола скважины, при этом внутри эксплуатационной колонны оставляется состав (5), перекрывающий вновь образованные верхние и нижние перфорационные отверстия. По окончании продавочной жидкости продавки (6) проводят обратную промывку с расчетным противодавлением в количестве двух объемов НКТ, скважину закрывают и выдерживают под давлением для прохождения реакции полимеризации и затвердевания водоизолирующих и герметизирующих компонентов в течение 6 часов. По истечении указанного срока по фиг.4 производится нормализация забоя до интервала выше ВНК не менее 3-4 метров (3). Последовательно производится повторная перфорация (2) по нефтенасыщенному интервалу продуктивного пласта с глубиной перфорационных отверстий, выходящей по радиусу за пределы загрязненной зоны. Затем производят ГРП или другие комплексные физико-химические, волновые, механические, акустические методы воздействия (4) на нефтенасыщенный интервал пласта (2) с освоением струйными насосами (6) и ввод скважины в эксплуатацию.

Одно из достоинств способа по сравнению с прототипом - это преимущество БСТС перед традиционным портландцементом, определенное исследованиями и подтвержденное патентами. Следующие преимущества БСТС при применении:

- регулирование удельного веса от 1,1-2,2 г/см3, вязкость в процессе закачки равнозначна вязкости нефти и хорошо фильтруется по порам пласта, трещины и негерметичности;

- регулирование времени затвердевания от 30 мин до 6 часов;

- расширение в объеме от 50°C до 100°C и более от 10-80%;

- стойкость образовавшегося камня подземным агрессивным средам, щелочам и кислотам;

- ударостойкость и эластичность отвердевшего камня;

- прочность до 6 МПа.

При перфорации любым зарядом камень из БСТС не разрушается, а образуется отверстие для притока нефти. Отличительным свойством БСТС перед традиционным цементным раствором является то, что, обхватывая эксплуатационную колонну, защищает ее от коррозии.

Тампонажная смесь БСТС используется в двух видах, одна - для низкотемпературных скважин от 20 до 60°C, другая - от 60 до 100°С, в зависимости от отвердителя. Результаты лабораторных данных по исследованию затвердевания БСТС в зависимости от температуры показаны в таблице 1.

Таблица 1
Результаты лабораторных исследований БСТС
Содержание, масс.% Температура, °С Время загустевания, ч-мин Время схватывания, ч-мин Прочность на изгиб, МПа Расширение, %
КФ-Ж Барит НТФ 2% вод. раствор АПСМ
Предлагаемый состав с отвердителем НТФ
50 49,0 2,5 - 20 5-10 6-20 3,3
50 48,2 3,5 - 20 3-15 4-15 3,7
50 47,7 4,5 - 20 1-40 2-25 4,1
50 48,4 5,5 - 20 0-52 1-20 4,4
50 47,0 1,5 - 55 4-20 5-10 5,2
50 45.3 2,5 - 55 3-05 3-55 5,8
50 42,35 3,5 - 60 2-05 3-00 7,1
50 40,8 4,5 - 60 1-10 1-45 8,2
Предлагаемый состав с отвердителем АПСМ
50 48,5 - 0,5 60 4-10 4-30 4,2 20,6
50 47,0 - 2,0 100 0-40 0-45 8,6 79,4
Примечание: НТФ - Нитрилтриметилоросфоновая кислота. Барит - BaSO 4, АПСМ - аддукт полиэтиленимина и сернокислой меди.

При наличии заколонных перетоков пластовой воды в добывающей скважине или при влиянии подошвенных вод изоляционные работы проводятся без закрытия нефтенасыщенного фильтра и с применением мостовых пробок, пакеров-ретейнеров. Технологическая последовательность остается подобной, как и при ликвидации притока воды по пласту, вышепредложенному.

Предложенный способ повышения нефтеотдачи более надежен по сравнению с прототипом, используемые материалы просты в приготовлении, являются доступными, недорогими, выпускаются отечественной промышленностью в достаточном количестве. Способ может быть использован в пластах с различными коллекторскими свойствами, включая в первую очередь неоднородные, высокообводненные, пористые и трещиновато-пористые, низко- и высокотемпературные продуктивные пласты, достигается эффективное извлечение нефти комплексными методами, все в целом способствует увеличению нефтегазоотдачи. Может использоваться в нефтяных и газовых залежах. Опытно-промышленные работы по опробированию предлагаемого способа на Самотлорском месторождении и других месторождениях Нижневартовского района показали высокую технологичность и эффективность.

Способ повышения нефтеотдачи продуктивного пласта, включающий проведение изоляционных работ пластовой, подошвенной воды или заколонной циркуляции, при этом при проведении изоляционных работ в водонасыщенную часть пласта производят закачку водоизолирующей полимер-глинисто-кварцевой системы и дополнительно закрепляют призабойную зону пласта и внутреннее пространство ствола скважины герметизирующей быстросхватывающей тампонажной смесью, отличающийся тем, что водоизолирующую полимер-глинисто-кварцевую систему закачивают через перфорационные отверстия колонны ниже водонефтяного контакта - ВНК - с созданием дополнительного экрана не менее 20 м по радиусу от ствола скважины; герметизирующую быстросхватывающуюся тампонажную смесь закачивают через перфорационные отверстия колонны выше ВНК с созданием дополнительного экрана не менее 5 м по радиусу от ствола скважины; вскрывают нефтенасыщенный интервал продуктивного пласта перфорационными отверстиями глубиной, выходящей за пределы загрязненной зоны; осуществляют повторное вскрытие продуктивного пласта с проведением гидроразрыва - ГРП - или физико-химических, волновых, механических, акустических методов воздействия на нефтенасыщенный интервал.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к водным пенообразующим композициям, используемым в нефтяной промышленности. Композиция для получения устойчивой пены с высокой совместимостью с углеводородами включает водную жидкость, по меньшей мере, один растворимый или диспергируемый в воде пенообразователь - кремнийсодержащий простой полиэфир, содержащийся в водной жидкости, и неводную жидкость, где водная жидкость включает воду и солевой раствор, неводная жидкость включает жидкие углеводороды.

В настоящем изобретении предложены способы обработки углеводородных текучих сред с целью уменьшения кажущейся вязкости углеводородных текучих сред, встречающихся в операциях с нефтью, уменьшения количества отложений в затрубном пространстве скважины или в трубопроводе.

Изобретение относится к извлечению нефти и к методу повышенного извлечения нефти. Способ извлечения нефти из подземного пласта включает закачивание в этот пласт водной композиции, содержащей в качестве поверхностно-активного вещества алкил- или алкенилолигогликозида указанной общей формулы и дополнительное поверхностно-активное вещество - ПАВ, где в качестве дополнительного ПАВ водная композиция содержит анионные ПАВ, выбранные из алкоксилированных алк(ен)илсульфатов, при этом содержание алкил- или алкенилолигогликозида составляет 0,01-6% масс., весовое соотношение алкил- или алкенилолигогликозида формулы (I) и указанного дополнительного ПАВ равно от 10:90 до 90:10, а вода в указанной водной композиции имеет полный уровень растворенных солей вплоть до около 200000 ч./млн.
Изобретение относится к усовершенствованному способу добычи нефти. Способ добычи нефти вторичным методом в нефтеносном пласте, имеющем зоны высокой проницаемости, образующие предпочтительные проходы для нагнетаемой жидкости, содержащий следующие стадии: а) блокирование предпочтительных проходов посредством нагнетания в пласт водного раствора, основанного на водорастворимых полимерах с концентрацией, обеспечивающей большую вязкость водного раствора по сравнению с вязкостью нефти, б) по завершении стадии а) нагнетание водного раствора, имеющего состав, идентичный составу, использованному на стадии а), с более низкой концентрацией полимера.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородной обводненной нефтяной залежи. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи за счет эффективного использования полимердисперсной системы.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности освоения нефтяных и газовых скважин и увеличение их продуктивности.

Изобретение относится к жидкостям для технического обслуживания ствола скважин. Способ включает: введение в ствол скважины жидкости для технического обслуживания ствола скважины, содержащей катионный полимер, минерализованный раствор и твердое вещество, причем указанный катионный полимер имеет молекулярную массу от 300000 дальтон до 10000000 дальтон, минерализованный раствор присутствует в указанной жидкости в количестве от 95 об.% до 99,8 об.% относительно ее общего объема, а твердое вещество представляет собой утяжелитель, выбранный из карбоната железа, карбоната магния, карбоната кальция или комбинаций барита, гематита, ильменита и карбоната железа, карбоната магния и карбоната кальция, причем указанная жидкость демонстрирует снижение вязкости при сдвиге при скорости сдвига от 3 сек-1 до 300 сек-1 и температуре от 24°С (75°F) до 260°С (500°F).

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для повышения нефтеотдачи нефтяных месторождений путем регулирования разработки неоднородных пластов.

Изобретение относится к горнодобывающей промышленности. Технический результат - повышение добычи углеводородов и обеспечение бесперебойной работы скважин без остановок добычи на время ремонтов.

Изобретение относится к доставке зернистого материала на участок, расположенный под землей. Скважинный флюид включает жидкость-носитель на водной основе и гидрофобный зернистый материал, суспендированный в нем, где гидрофобный зернистый материал имеет объемный медианный размер частиц d50 не больше чем 200 микрон, определяемый как медианный диаметр сфер эквивалентного объема, при этом флюид дополнительно включает газ для смачивания поверхности частиц и связывания их вместе в агломераты.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к составам для разработки обводненной нефтяной залежи в неоднородном терригенном коллекторе заводнением. Термотропный гелеобразующий состав для изоляции водопритока к скважинам и повышения нефтеотдачи содержит соли алюминия в виде 2,5-20,0 мас.% хлорида или полиоксихлорида алюминия и пресную или минерализованную воду. При этом состав дополнительно содержит соль уксусной кислоты, в качестве которой используется 2,0-10,0 мас.% ацетата натрия, и может содержать 0,0-30,0 мас.% карбамида и 0,0-2,5 мас.% мелкодисперсного полиакриламида с диаметром частиц 40-80 мкм. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции водопритока и повышения нефтеотдачи. 1 з.п. ф-лы, 6 пр., 3 табл.

Изобретение относится к использованию текучей среды для обработки скважины. Способ повышения продуктивности формации, в которую проходит скважина, посредством введения в скважину текучей среды для обработки скважины, содержащей негидратированную борированную галактоманнановую камедь - НБГК, при этом более чем одна продуктивная зона в формации является изолированной от другой зоны посредством отверждения текучей среды для обработки скважины для повышения продуктивности формации. Способ повышения продуктивности углеводородсодержащей формации - УВСПФ, в которую проходит скважина, имеющая множество продуктивных зон, содержит стадии, где: вводят вблизи заданной продуктивной зоны скважины текучую среду для обработки скважины, содержащую НБГК; изолируют заданную продуктивную зону от других зон скважины путем отверждения указанной текучей среды; перфорируют изолированную заданную продуктивную зону; и обеспечивают гидравлический разрыв указанной зоны скважины путем введения в нее разрывающей текучей среды при давлении, достаточном для разрыва перфорированной заданной продуктивной зоны. Способ повышения продуктивности УВСПФ, в которую проходит цементированная вертикальная скважина, имеющая множество продуктивных зон, содержащий стадии, где: а) перфорируют продуктивную зону скважины; б) обеспечивают гидравлический разрыв перфорированной продуктивной зоны путем введения в нее разрывающей текучей среды при давлении, достаточном для разрыва указанной зоны; в) вводят в обсадную колонну над указанной зоной текучую среду для обработки скважины, содержащую НБГК; г) изолируют зону этапа в) путем отверждения текучей среды для обработки скважины; и д) повторяют этапы а)-г) в одной или нескольких продуктивных зонах цементированной вертикальной скважины. Способ повышения продуктивности УВСПФ, в которую проходит скважина, содержащий стадии, где вводят в кольцевое пространство между стенкой ствола скважины и обсадной колонной, расположенной в стволе скважины, текучую среду для обработки скважины, содержащую борированный гуар, при этом обсадная колонна имеет расположенное в ней зональное изолирующее устройство; обеспечивают отверждение текучей среды для обработки скважины; перфорируют изолированную продуктивную зону внутри зонального изолирующего устройства; и обеспечивают гидравлический разрыв изолированной продуктивной зоны путем введения в эту зону разрывающей текучей среды при давлении, достаточном для разрыва изолированной продуктивной зоны. Способ повышения продуктивности УВСПФ, в которую проходит невертикальная скважина, содержащий стадии, где: а) вводят первый пакер в скважину; б) вводят в скважину рядом с первым пакером зональный элемент изолирующего устройства; в) вводят в скважину второй пакер до формирования зоны, ограниченной зональным элементом изолирующего устройства, первым пакером и вторым пакером; г) вводят в скважину текучую среду для обработки скважины, содержащую борированный гуар, и обеспечивают ее отверждение для герметичной изоляции зоны, ограниченной первым пакером и вторым пакером, от других зон скважины; д) обеспечивают гидравлический разрыв изолированной зоны на этапе г) посредством ввода в эту зону разрывающей текучей среды при давлении, достаточном для разрыва изолированной зоны; и е) повторяют этапы от а) до д) в другой зоне скважины. Технический результат - повышение эффективности блокирования продуктивных зон в формации. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. 5 н. и 20 з.п. ф-лы, 9 пр., 2 табл., 7 ил.

Изобретение относится к обработке приствольной зоны, применяемой для обработки находящегося в недрах земли пласта, пересеченного стволом скважины. Флюид для обработки приствольной зоны, применяемый для обработки находящегося в недрах земли пласта, пересеченного стволом скважины, содержащий: водную среду; диутановый гетерополисахарид с повторяющимся тетрасахаридным звеном в основной полимерной цепи, пероксидный разжижитель геля, реагирующий с диутаном; ускоритель разжижения геля или катализатор, по меньшей мере, один, выбранный из сульфата железа (II) и его гидратов, хлорида железа (II), порошка железа с реагентом для регулирования pH и комбинаций упомянутых материалов; и реагент для регулирования загрязнения пласта железом. Способ обработки находящегося в недрах земли пласта, пересеченного стволом скважины, путем введения в пласт через ствол скважины указанного выше флюида для обработки приствольной зоны. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - облегчение удаления полимерсодержащих флюидов в широком интервале температур. 2 н. и 11 з.п. ф-лы, 14 пр., 15 ил.
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.

Изобретение относится к нефтедобыче. Технический результат - снижение обводненности продукции скважины на 20-70% и увеличение дебита нефти в 1,5-2 раза. Способ обработки обводненной горизонтальной скважины, эксплуатирующей карбонатный трещинно-поровый коллектор, включает спуск колонны труб в скважину, закачку по колонне труб в пласт кислотных составов. До начала обработки проводят в скважине геофизические исследования, на основе их результатов ствол скважины условно разделяют на интервалы в зависимости от интенсивности притока и вида добываемого флюида. Спускают в обрабатываемый интервал компоновку с двумя пакерами на колонне труб. Проводят обработку интервалов с отсечением каждого обрабатываемого интервала компоновкой с двумя пакерами: первым обрабатывают интервал с интенсивным притоком воды закачиванием обратной водонефтяной эмульсии с расходом 6-12 м3/ч, вторым - интервал со смешанным притоком воды и нефти закачиванием обратной нефтекислотной эмульсии с расходом 24-36 м3/ч, третьим - нефтенасыщенный интервал закачиванием кислоты с расходом 54-66 м3/ч. 3 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в нефтяные и газовые скважины и выравнивания профиля приемистости. Технический результат - снижение проницаемости обводненного высокопроницаемого коллектора. В способе регулирования проницаемости пласта, заключающемся в поочередной закачке в пласт через нагнетательную или добывающую скважину эмульсеообразующей оторочки и суспензионной оторочки, обработку осуществляют одновременно как со стороны нагнетательных скважин, так и со стороны добывающих скважин участка, в качестве эмульсеобразующей оторочки используют композицию следующего состава, мас.%: Алдинол-10 4,0, СаСl2 4,0, нефть товарная 20,0, техническая вода 72,0, а в качестве суспензии используют композицию при следующем соотношении компонентов, мас.%: мел природный тонкодисперсный марки «М-3» 5,0, техническая вода 95,0. 2 пр., 3 табл.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам восстановления ухудшенных при строительстве скважины естественных фильтрационных свойств коллектора. Способ заключается в закачивании в цементированную эксплуатационную колонну по колонне НКТ комплексного поверхностно-активного вещества - КомПАВ в смеси с растворителем в интервал продуктивного пласта после промывки колонны с последующей продавкой водного раствора КомПАВ до статически равновесного состояния и технологической выдержки. При этом в качестве КомПАВ в смеси с растворителем используют водный раствор КомПАВ «RaiR» 1,5-2,5%-ной концентрации. Вторичное вскрытие продуктивного пласта осуществляют в среде водного раствора того же «RaiR» при той же 1,5-2,5%-ной концентрации. После окончания работ по вторичному вскрытию пласта в коллектор продавливают 2/3 объема водного раствора упомянутого КомПАВ и оставляют скважину в покое до ее освоения свабированием. Техническим результатом является повышение эффективности воздействия на пласт, увеличение добывающих возможостей скважины, а также сокращение срока ввода скважины в эксплуатацию.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам обработки нефтяного пласта в скважинах с низкопроницаемыми терригенными коллекторами. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта, исключение повреждения обсадной колонны скважины. Способ обработки нефтяного пласта включает спуск колонны труб с пакером в скважину, посадку пакера выше нефтяного пласта и последовательную закачку и продавку по колонне труб в нефтяной пласт углеводородного растворителя и кислотного реагента в объемах, обеспечивающих превышение фильтрационных сопротивлений в удаленной от скважины зоне пласта над таковыми в ее призабойной зоне, проведение технологической выдержки и удаление отработанных продуктов реакции из обрабатываемой зоны путем депрессионного воздействия на скважину. На устье скважины колонну труб ниже пакера оснащают импульсным пульсатором жидкости. Между пакером и пульсатором жидкости устанавливают клапан. Выше пакера устанавливают эжекторный насос с проходной насадкой. Спускают колонну труб в скважину так, чтобы пакер размещался выше пласта. В колонну труб в импульсном режиме 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 промывают скважину и в колонну труб закачивают кислотный раствор, сажают пакер, продавливают в пласт кислотный 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, извлекают из эжекторного насоса проходную насадку и устанавливают в нее глухую насадку. Затем сажают пакер и закачкой технологической жидкости по колонне труб через эжекторный насос производят извлечение продуктов реакции и освоение скважины по ее межколонному пространству выше пакера. 4 ил.

Изобретение относится к нефтеперерабатывающей промышленности. Технический результат - повышение степени извлечения вязкой нефти. В способе добычи вязкой нефти предварительно в призабойную зону пласта для формирования на забое катализаторной подушки с проницаемостью не ниже проницаемости призабойной зоны пласта закачивают глинистый буровой шлам, содержащий глинистые частицы - катализатор разложения пероксида водорода и частицы песка, обеспечивающие проницаемость катализаторной подушки, или суспензию смеси, содержащую, мас.%: катализатор разложения пероксида водорода - порошок оксида двух- или трех-, или четырехвалентного металла 20-50, песок или пропант остальное. Затем производят закачку в пласт одновременно 10,0-50,0%-ного водного раствора пероксида водорода и 1,0-30,0%-ного водного раствора или суспензии бикарбоната щелочного металла и/или бикарбоната аммония, затем буфера воды из системы поддержания пластового давления с последующей откачкой нефти. 5 табл., 5 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам разработки нефтяных залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти с использованием тепловых методов воздействия на залежь. Технический результат - повышение эффективности способа при разработке залежей с нефтями нормальной и высокой вязкости за счет создания области необходимой нефтенасыщенности, снижения расхода топлива на поддержание процесса горения, более полного использования окислителя и безопасности проведения процесса разработки залежи с неоднородными и трещиноватыми пластами, увеличение охвата зоны пласта процессом горения и вытеснения. В способе разработки нефтяной залежи, содержащей трудноизвлекаемые запасы нефти путем закачки в нагнетательные скважины оторочек окислителя и воды и отбор нефти посредством добывающих скважин, перед закачкой окислителя в пласт закачивают водный раствор средней соли угольной кислоты с водорастворимым полимером акрилового ряда и кислотный раствор. Кроме того, закачку в пласт средней соли угольной кислоты с водорастворимым полимером акрилового ряда и кислотного раствора производят попеременно циклами для получения необходимого объема оторочки. В случае прорыва газа в добывающие скважины производят изоляцию высокопроницаемых интервалов пласта. 2 з.п. ф-лы.
Наверх