Способ обработки призабойной зоны скважины


 


Владельцы патента RU 2531771:

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

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 нефтяной промышленности и может найти применение при интенсификации работы скважины.

В способе кислотной обработки призабойной зоны скважины, включающем циклическую закачку в призабойную зону раствора соляной кислоты, водной смеси, содержащей серу, и удаление из призабойной зоны продуктов реакции. В качестве указанной смеси используют побочный продукт сероочистки с установки подготовки высокосернистой нефти в виде 3-6%-ной суспензии серы в воде, предварительно проводят закачку указанной суспензии через скважину до повышения давления на 0,8-1,0 МПа от начального давления нагнетания, а при циклической закачке раствора соляной кислоты ведут продавку нефтью 13-15%-ного раствора соляной кислоты при давлении 1-2 МПа из расчета 0,4-0,5 м3/п.м продуктивного пласта, технологическую выдержку в течение 1,5-2,5 ч, замену в скважине нефти на 13-15%-ный раствор соляной кислоты, закачку 13-15%-ного раствора соляной кислоты при давлении 1-2 МПа из расчета 0,9-1,1 м3/п.м продуктивного пласта, технологическую выдержку в течение 3,5-4,5 ч, гидроимпульсную закачку 13-15%-ного раствора соляной кислоты за 5-7 циклов в режиме цикла 0,8-1,2 мин закачка - 4-6 мин выдержка при давлении 1-2 МПа, после чего производят промывку скважины нефтью, а удаление из призабойной зоны продуктов реакции производят свабированием (Патент РФ №2286446, опубл. 27.10.2006).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ обработки призабойной зоны нефтедобывающей или нагнетательной скважины. Разобщают межтрубное пространство скважины над продуктивным пластом пакером. Продавку эмульсии ведут при подъеме давления и расхода до максимально допустимых значений. По достижении максимально допустимого давления снижают расход закачки. Продолжают закачку до снижения давления закачки. Закрывают скважину. Технологическую выдержку проводят в течение 20-30 ч при закрытой скважине. Стравливают давление, срывают пакер, производят свабирование в скважине до поступления в скважину жидкости с водородным показателем пластовой жидкости. Промывают и осваивают скважину. В качестве обратной нефтекислотной эмульсии используют эмульсию, содержащую, об.%: в качестве дисперсионной среды растворитель парафинов нефтяной дистиллят 40-42, эмульгатор «Ялан-Э-1» 5-8, 22-24%-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты 50-55. Технический результат - повышение проникающей способности в пласт и эффективности обработки (Патент РФ №2304710, опублик. 20.08.2007 - прототип).

Общим недостатком известных способов является небольшая глубина обработки и невысокая эффективность обработки.

В предложенном изобретении решается задача увеличения глубины обработки и повышение эффективности обработки.

Задача решается тем, что при обработке призабойной зоны скважины выполняют 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/ч, 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, при этом 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.

Сущность изобретения

При обработке призабойной зоны кислотные реагенты проникают неглубоко от скважины, за счет чего эффективность обработки снижается. Существующие технические решения решают эту задачу лишь частично или не решают вообще. В предложенном изобретении решается задача увеличения глубины обработки и повышение эффективности обработки. Задача решается следующим образом.

При обработке призабойной зоны скважины выполняют перфорацию интервала продуктивного пласта, продавку раствора кислоты при запакерованном межтрубном пространстве, технологическую выдержку, свабирование при запакерованном межтрубном пространстве. Свабирование ведут до снижения забойного давления не менее чем на 1,7 МПа и достижения скорости притока из продуктивного пласта при свабировании не менее 80 м/ч. Такой режим гарантирует снижение пластвого давления в околоскважинной зоне и образование каналов для прохода реагентов глубоко в продуктивный пласт. При сниженном забойном давлении, т.е. непосредственно сразу, без каких-либо перерывов выполняют закачку в продуктивный пласт раствора кислоты с поверхностно-активным веществом и продавку технической водой. Техническая вода представляет собой 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.

Поверхностно-активное вещество МЛ-81Б выпускается по ТУ 2481-007-48482528-99. Представляет собой вязкую жидкость от желтого до коричневого цвета. В составе содержатся водные растворы смеси анионных и неионогенных поверхностно-активных веществ с массовой долей не ниже 30%. Температура кристаллизации не выше минус 30°С.

В качестве раствора кислоты с поверхностно-активным веществом может быть использована, например, кислотная композиция, так называемая «Шешма-2», где помимо плавиковой и соляной кислоты 24%-ной концентрации присутствует КУАСПО, представляющая собой смесь ароматических углеводородов и продуктов пиролиза при производстве бензина, дословно обозначает композиция по удалению асфальтосмолистых парафиновых отложений. Другой вариант раствора кислоты с поверхностно-активным веществом - это классическая кислотная композиция, состоящая из раствора плавиковой (7-9% чистой HF от общего объема) и соляной кислот (45-47% 24%-ной HCl от общего объема кислотной композиции) с добавлением либо МЛ-81Б (2% от общего объема), либо нефтенола (2-3%) и пресной воды, на которой все это затворяется (до 45%). При обычных обработках техническую воду закачивают из условия 1 м3/м обрабатываемого интервала. В данном случае в условиях сниженного забойного и пластового давления закачку технической воды проводят в увеличенном в 1,4-1,6 раза объеме. Техническую воду используют плотностью не менее 1,15 г/см3. Закачку ведут с помощью цементировочного агрегата типа ЦА-320 на минимальной скорости порядка 1-2 л/с при начальном давлении на устье скважины 10 -11 МПа. В процессе закачки давление на устье снижается до 8-9 МПа. При этом переходят на закачку на второй скорости порядка 4-5 л/с. Такой режим закачки способствует более глубокому прониканию реагентов в продуктивный пласт. После закачки всего объема технической воды проводят технологическую выдержку на спад давления и на реагирование кислоты в течение 1 - 2 часов. Осваивают скважину свабированием, промывают скважину, спускают глубинно-насосное оборудование и запускают скважину в эксплуатацию.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1. Проводят обработку призабойной зоны добывающей скважины. Перфорируют скважину зарядами 3ПКО-ПП-30ГП в интервале продуктивного пласта: 1724,5-1727,5 м - 30 отверстий, 1739,5-1743 м - 35 отверстий, 1746-1748 м - 20 отверстий. После перфорации в скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб с двумя пакерами. Пакеры устанавливают над и под продуктивным пластом. Циркуляцией доводят до продуктивного пласта 12%-ный раствор соляной кислоты в объеме 5,2 м3, устанавливают пакеры и продавливают технической водой в объеме 7 м3. Проводят технологическую выдержку в течение 12 часов и свабируют при запакерованном межтрубном пространстве. Свабирование ведут 5 суток до снижения забойного давления на 1,7 МПа и достижения скорости притока из продуктивного пласта при свабировании 80 м/час. Непосредственно сразу без перерывов закачивают в продуктивный пласт кислотную композицию следующего состава: соляная кислота HCl 24%-ной концентрации в объеме V-1,472 м3 + повепхностно-активное вещество МЛ-81Б в объеме V-0,064 м3 + плавиковая кислота HF-70%-ной концентрации в объеме V-0,224 м3 + техническая вода плотностью 1,0 г/см3 в объеме V-1,44 м3. Всю композицию в объеме V-3,2 м3 + техническую воду плотностью 1,18 г/см3 в объеме V-2,1 м3 закачивают в продуктивный пласт при начальном давлении на устье, изменяющемся в пределах 10-11 МПа. Весь объем закачивают за 14 минут в разреженный пласт. Продавку композиции ведут технической водой. Объем технической воды назначают равным 6,5 м3, что более обычно используемого в таких случаях объема V-4,6 м3. В качестве технической воды используют раствор пресной воды плотностью 1,0 г/см3 с добавлением 0,1%-ного раствора поверхностно-активного вещества МЛ-81Б. Закачку начинают при давлении 10-11 МПа со скоростью 1-2 л/с. При закачке последнего м3 при снижении давления закачки до 9 МПа переключают цементировочный агрегат ЦА-320 на 2-ю передачу со скоростью 4-5 л/с. Конечное давление составило 8 МПа. Проводят технологическую выдержку в течение 40 минут на спад давления и 1 час на реагирование кислотных реагентов в продуктивном пласте. Осваивают скважину свабированием, промывают скважину, спускают глубинно-насосное оборудование и запускают скважину в эксплуатацию.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Объем технической воды назначают равным 6,9 м3, что более обычно используемого в таких случаях объема V-4,6 м3. В качестве технической воды используют раствор пластовой воды плотностью 1,09 г/см3 с добавлением 0,3%-ного раствора поверхностно-активного вещества МЛ-81Б.

Пример 3. Выполняют как пример 1. Объем технической воды назначают равным 7,36 м3, что более обычно используемого в таких случаях объема V-4,6 м3. В качестве технической воды используют раствор пластовой воды плотностью 1,18 г/см3 с добавлением 0,5%-ного раствора поверхностно-активного вещества МЛ-81Б.

В результате на скважине, работавшей с дебитом 1,2 т/сут безводной нефти с динамическими уровнями на уровне 1200-1300 м (т.е. практически на приеме насоса), насос заменен на насос с увеличенным типоразмером. Скважина сейчас работает со средним дебитом 4-5 т/сут. Обводненность составляет 0%, причем динамический уровень стабильно находятся на уровне 600-700 м. При выходе режима работы скважины на максимальный с данным типоразмером насоса за счет числа качаний возможно увеличить дебит скважины до 11 т/сут.

Применение предложенного способа позволит решить задачу увеличения глубины обработки и повышение эффективности обработки.

Способ обработки призабойной зоны скважины, включающий 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/ч, 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, при этом 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.



 

Похожие патенты:

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.

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.

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

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.

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.

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.

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.

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.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для освоения газовых и газоконденсатных скважин при вторичном вскрытии продуктивных пластов.
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. Технический результат - повышение нефтеотдачи пласта посредствам увеличения коэффициента охвата. Способ большеобъемной кислотной обработки карбонатного пласта включает проведение исследований и определение зон пласта с различной проницаемостью, спуск в горизонтальную скважину на колонне насосно-компрессорных труб фильтров с различной плотностью перфорации, закачку в открытый горизонтальный ствол скважины кислоты, продавку кислоты, промывку скважины и пуск ее в работу. Причем каждый участок с проницаемостью, отличающейся более чем на 20% от соседнего, изолируют установленными на фильтрах пакерами. Плотность перфорации фильтра каждого участка выполняют исходя из соотношения: , где С1, С2, Сn - коэффициенты гидродинамического совершенства скважины по характеру вскрытия вдоль горизонтального ствола скважины; R1, R2, Rn - проектируемая глубина проникновения кислоты в породу, м; k2, kn - проницаемость участка пласта, м2; hn - мощность участка пласта, м; rс - радиус фильтра, м. В межтрубное пространство до кровли продуктивного пласта закачивают щелочь для нейтрализации кислоты или у кровли продуктивного пласта устанавливают пакер, при этом межтрубное пространство заполняют технической водой. Объем V щелочи или воды определяют по формуле: V=π·H·(R2-r2), м3, где Н - глубина скважины до кровли продуктивного пласта, м; R2 - внутренний радиус эксплуатационной колонны, м; r2 - внешний радиус колонны насосно-компрессорных труб, м; в насосно-компрессорные трубы закачивают соляную кислоту с концентрацией 10-20% под устьевым давлением Ру=(0,009÷0,01)·Н, МПа, в объеме Vк, равном Vк=(0,007÷0,008)·L·h, м3, где L - длина горизонтального ствола скважины, м; h - толщина пласта, м; продавку кислоты в пласт осуществляют нефтью в объеме, равном объему внутреннего пространства насосно-компрессорных труб с фильтрами. 2 пр., 2 ил.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, а именно к поинтервальной обработке призабойной зоны террогенных пластов нефтегазовой скважины в условиях аномально низкого пластового давления АНПД. Технический результат - повышение надежности перекрытия продуктивных обрабатываемых пластов при поинтервальной кислотной обработке каждого из них с одновременным снижением стоимости ремонтных работ. В способе поинтервальной обработки призабойной зоны пластов газовой скважины, снабженной лифтовой колонной, до подошвы верхнего обрабатываемого продуктивного пласта намывают песчаную пробку. Оставляют намытую песчаную пробку на период удаления из нее влаги. После чего в незаглушенную газовую скважину до головы намытой песчаной пробки спускают гибкую трубу, через которую в верхний обрабатываемый пласт закачивают кислотный состав. Продавливают с помощью инертного газа кислотный состав в призабойную зону верхнего обрабатываемого пласта на глубину закольматированной зоны. Оставляют кислотный состав на период его реакции с кольматирующими частицами, находящимися в призабойной зоне верхнего обрабатываемого пласта. Вызывают приток газа из верхнего обрабатываемого пласта. Удаляют вместе с газом продукты реакции по кольцевому пространству между гибкой трубой и лифтовой колонной до полного восстановления продуктивности верхнего обрабатываемого пласта. Промывают ствол газовой скважины до подошвы среднего обрабатываемого продуктивного пласта, удаляя верхнюю часть намытой песчаной пробки. Доспускают гибкую трубу до головы частично промытой песчаной пробки и указанные выше операции кислотной обработки повторяют для среднего интервала пласта. Промывают ствол газовой скважины до подошвы нижнего обрабатываемого продуктивного пласта, удаляя оставшуюся часть намытой песчаной пробки. Доспускают гибкую трубу до головы оставшейся части песчаной пробки и указанные выше операции кислотной обработки повторяют для нижнего интервала пласта. Промывают ствол газовой скважины до забоя, удаляя оставшуюся часть намытой песчаной пробки. Отрабатывают газовую скважину на факел. 3 пр., 3 ил.

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 нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности кислотной обработки карбонатного пласта. Способ кислотной обработки карбонатного пласта включает предварительную промывку скважины органическим растворителем, затем последовательную закачку в скважину органического растворителя, раствора пленкообразователя, в качестве которого используют 5-30%-ный раствор мазута в углеводородном растворителе в объеме 0,5-2,5 м3/м перфорированной толщины пласта, буфера органического растворителя в количестве 3-6 м3 и кислотного раствора в количестве 1-5 м3/м перфорированной толщины пласта и последующую продавку в пласт закачанных жидкостей. 2 табл., 4 пр.

Изобретение относится к разработке нефтяных и газовых месторождений с применением кислотных методов воздействия на призабойную зону пласта и может быть использовано для оценки эффективности кислотной обработки и повышения результативности воздействия на призабойную зону продуктивного пласта. Техническим результатом является повышение точности оценки эффективности и контроля кислотной обработки, и ускорение процесса расчета характеристик воздействия кислотного состава. Способ включает отбор керна, изготовление образцов керна, исследование их на сканирующем электронном микроскопе, прокачку через образцы керна химического реагента, изготовление шлифов со стороны входа и выхода химреагента, исследование рентгеновским томографом образцов керна после прокачки химреагента, сравнение изображений и выделение наиболее эффективных форм каналов растворения, расчет численного значения эффективности кислотной обработки методом компьютерной обработки величин характеристик изображений, полученных с помощью томографа, и выбор минимального численного значения эффективности в качестве критерия наибольшей эффективности кислотной обработки. При этом в качестве численного значения эффективности кислотной обработки используют величину стимуляции, причем сначала с помощью программного обеспечения автоматически определяют объем распространения червоточины, затем глубину проникновения кислотного раствора, после чего рассчитывают величину стимуляции по математической формуле. 3 пр., 4 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны в поглощающих скважинах. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной зоны скважины. В способе обработки призабойной зоны скважины с низким пластовым давлением выполняют промывку скважины пресной водой, обновляют перфорации продуктивного пласта из расчета 10 отверстий на погонный метр скважины, осуществляют насыщение пластов пресной водой до 6 МПа. Затем осуществляют закачку первой порции раствора соляной кислоты в скважину в объеме 2,0 м3 и технологическую выдержку в режиме ванны в течение 2 ч. Закачку в пласт выполняют в четыре этапа. На первом этапе осуществляют 6-кратную импульсную закачку в пласт указанной первой порции раствора соляной кислоты в режиме цикла, включающего 1 мин закачки при давлении 1-6 МПа и выдержку 5 мин для реагирования, и завершают закачку указанной порции в непрерывном режиме до полного освобождения ствола скважины от раствора соляной кислоты. На втором этапе осуществляют 6-кратную импульсную закачку в пласт второй порции раствора соляной кислоты в объеме 3,0 м3 в режиме цикла, включающего 1 мин закачки при давлении 1-6 МПа и выдержку 5 мин для реагирования, и завершают закачку в непрерывном режиме. После этого выполняют технологическую выдержку 3 ч для реагирования. На третьем этапе осуществляют закачку в пласт третьей порции раствора соляной кислоты из расчета 0,5 м3 на погонный метр продуктивного пласта в непрерывном режиме при давлении 1-6 МПа и выполняют технологическую выдержку для реагирования 3 ч. На четвертом этапе осуществляют 6-кратную импульсную закачку в пласт четвертой порции раствора соляной кислоты из расчета 1,0 м3 на погонный метр продуктивного пласта в режиме цикла, включающего 1 мин закачки при давлении 1-6 МПа и выдержку 5 мин для реагирования, и завершают закачку в непрерывном режиме. Выполняют технологическую выдержку для реагирования 3 ч и переходят к извлечению продуктов реакции свабированием. 1 пр.

Изобретение относится к способам гидравлического разрыва в открытых стволах горизонтальных скважин. Способ включает бурение горизонтального ствола скважины в нефтенасыщенной части продуктивного пласта скважины, спуск колонны труб в скважину, формирование перфорационных каналов и трещин с помощью гидроразрыва пласта в стволе горизонтальной скважины последовательно, начиная с конца дальнего от оси вертикального ствола скважины. При проведении очередного гидроразрыва участок, через который производят разрыв, изолируют от остальной части колонны пакером. В процессе бурения горизонтального ствола скважины определяют фильтрационно-емкостные свойства пород и выявляют интервалы продуктивного пласта с низкими фильтрационно-емкостными свойствами пород, а по окончании бурения определяют давление гидроразрыва породы в каждом интервале горизонтального ствола. Далее определяют объемы гелированной жидкости разрыва и кислоты для каждого интервала нефтенасыщенной части пласта с низкими фильтрационно-емкостными свойствами, затем перемещают колонну труб в интервал продуктивного пласта, ближайший к забою скважины, с низкими фильтрационно-емкостными свойствами, производят посадку механического пакера, с устья скважины с помощью насосного агрегата закачивают гелированную жидкость разрыва по колонне труб через сопла гидромониторной насадки и формируют перфорационные каналы, после чего, не прекращая закачку гелированной жидкости разрыва по колонне труб, создают давление гидроразрыва пласта, соответствующее данному интервалу нефтенасыщенной части продуктивного пласта. После падения давления закачки гелированной жидкости разрыва в колонне труб на 30% формируют трещины гидроразрыва, для этого в кольцевое пространство скважины закачивают кислоту с переменным расходом, обеспечивающим поддержание давления закачки гелированной жидкости разрыва по колонне труб на 10% меньше давления гидроразрыва пласта для данного интервала нефтенасыщенной части продуктивного пласта. Производят распакеровку и перемещают колонну труб от забоя к устью в следующий интервал нефтенасыщенной части пласта с низкими фильтрационно-емкостными свойствами пород для формирования перфорационных каналов и проведения гидроразрыва пласта с образованием и развитием трещин. Технический результат заключается в сокращении длительности реализации ГРП, повышении эффективности и надежности проведения ГРП. 3 ил.

Изобретение относится к способам гидравлического разрыва пласта, сложенного карбонатными породами. Способ включает вскрытие пласта вертикальной скважиной, спуск в скважину на колонне труб гидромониторного инструмента с четным количеством струйных насадок и размещение его в заданном интервале пласта, закачку рабочей жидкости через струйные насадки гидромониторного инструмента для образования каверн в пласте, последующий разрыв пласта из каверн за счет давления торможения в них струи. При этом используют гидромониторный инструмент с серией струйных насадок, расположенных вдоль инструмента с расстоянием между насадками в линии не более двух диаметров обсадной колонны. Гидромониторный инструмент поворачивают на заданный угол для изменения направления развития каждой последующей трещины. Трещины образуют при давлении нагнетания рабочей жидкости в обсадной колонне ниже бокового горного давления. Перед спуском колонны труб в скважину на нижний конец гидромониторного инструмента устанавливают поворотное устройство и механический пакер. С целью компенсации утечек и расклинивания трещин в пласте в процессе гидравлического разрыва пласта применяют кислоту в объеме, равном 20% от объема рабочей жидкости, производят закачку рабочей жидкости по колонне труб через гидромониторный инструмент в каверну до создания трещины разрыва, после чего в заколонное пространство скважины начинают закачивать кислоту с целью компенсации утечек и расклинивания трещины. Давление закачки кислоты в заколонное пространство скважины составляет 85% от давления, создаваемого в колонне труб в процессе развития трещины, по окончании развития трещины и расклинивания трещины в одном направлении приподнимают колонну труб на 1 м, поворачивают колонну труб на угол, соответствующий направлению формирования следующей трещины, и опускают, затем повторяют технологические операции. Технический результат заключается в повышении точности ориентации трещин, эффективности и надежности проведения ГРП в карбонатных коллекторах. 3 ил.
Наверх