Способ большеобъемной кислотной обработки карбонатного пласта



Способ большеобъемной кислотной обработки карбонатного пласта
Способ большеобъемной кислотной обработки карбонатного пласта
Способ большеобъемной кислотной обработки карбонатного пласта
Способ большеобъемной кислотной обработки карбонатного пласта
Способ большеобъемной кислотной обработки карбонатного пласта
Способ большеобъемной кислотной обработки карбонатного пласта
Способ большеобъемной кислотной обработки карбонатного пласта
Способ большеобъемной кислотной обработки карбонатного пласта
Способ большеобъемной кислотной обработки карбонатного пласта
Способ большеобъемной кислотной обработки карбонатного пласта
Способ большеобъемной кислотной обработки карбонатного пласта

 


Владельцы патента RU 2533393:

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

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 нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке карбонатных залежей нефти горизонтальными скважинами с различными по проницаемости участками пласта с применением большеобъемной кислотной обработки.

Известен способ вторичного вскрытия продуктивного пласта, включающий цементирование скважины и спуск в нее колонны насосно-компрессорных труб с установленным на ней корпусом с заглушками из кислоторастворимого материала, промывку скважины и закачку в интервал продуктивного пласта кислоты, освоение скважины. Согласно изобретению, корпус устанавливают на насосно-компрессорных трубах при помощи автосцепа, корпус имеет центраторы и упоры, причем между свободным концом корпуса и забоем скважины оставляют зазор, достаточный для размещения пробок, перед цементированием горизонтального ствола скважины его промывают высокократной пеной с частицами магния 5-10 об.% в количестве, равном двум объемам горизонтального ствола, после чего цементируют горизонтальный ствол скважины тампонажным составом с заданными фильтрационными свойствами на основе полиуретанового гидрофильного предполимера, подаваемым в объеме, равном объему цементируемого интервала, для чего приподнимают насосно-компрессорные трубы и отсоединяют их от корпуса, подают в насосно-компрессорные трубы тампонажный состав и соляную кислоту, отделяемые от скважинного флюида и друг от друга кислотостойким пробками с одновременным вытеснением скважинного флюида по зазору между насосно-компрессорными трубами и стенкой скважины, подачу ведут до момента достижения тампонажным составом низа насосно-компрессорных труб, после чего насосно-компрессорные трубы соединяют с корпусом и продолжают подачу до скачка давления, вызванного взаимодействием второй по ходу пробки и упоров корпуса, после выдержки осваивают скважину, при необходимости, солянокислотную обработку повторяют (патент РФ №2375555, кл. Е21В 43/11, Е21В 33/14, опубл. 10.12.2009).

Недостатком известного способа является невысокая нефтеотдача, особенно при разработке неоднородных по площади пластов.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ кислотной обработки нефтяного пласта, вскрытого скважиной с горизонтальным стволом, включающий спуск колонны труб до забоя, закачку по ним кислоты и продавку ее в пласт. Согласно изобретению, перед закачкой кислоты горизонтальный участок ствола заполняют вязкой инертной к кислоте жидкостью, а кислоту закачивают в обрабатываемый интервал горизонтального ствола для замещения ею указанной жидкости, при этом плотность кислоты должна быть равной плотности вязкой инертной к кислоте жидкости или отличаться не более чем на 5% (патент РФ №2082880, кл. Е21В 43/27, опубл. 27.06.1997 - прототип).

Недостатком известного способа является невысокая нефтеотдача, особенно при разработке неоднородных по площади пластов. Также для повышения охвата пласта воздействием в горизонтальных скважинах необходимо закачивать большие объемы кислоты, т.е. проводить большеобъемные кислотные обработки.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи пласта посредством увеличения коэффициента охвата.

Задача решается тем, что в способе большеобъемной кислотной обработки карбонатного пласта, включающем 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, согласно изобретению, каждый участок с проницаемостью, отличающейся более чем на 20% от соседнего, изолируют установленными на фильтрах пакерами, а 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;

k1, 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 Рy=(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.

Сущность изобретения

На нефтеотдачу карбонатной нефтяной залежи, разрабатываемой горизонтальными скважинами, существенное влияние оказывает охват пласта воздействием. Для того чтобы повысить охват пласта и увеличить зону дренирования, применяют закачку в пласт кислоты, которая растворяет карбонатные соединения, образуя «червоточины». Существующие технические решения не в полной мере позволяют эффективно выполнить данную задачу. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи карбонатного пласта посредствам увеличена коэффициента охвата. Задача решается следующим образом.

На фиг.1 приведена схема участка пласта нефтяной залежи с расположенным на ней горизонтальным стволом скважины и с проведением большеобъемной кислотной обработки. Принятые обозначения: 1 - продуктивный нефтяной пласт, 2 - горизонтальная добывающая скважина, 3 - колонна насосно-компрессорных труб, 4 - фильтры с различной плотностью перфорации, 5 - пакеры, 6 - «червоточины» от кислотной обработки, k1 k2, k3 - проницаемость соответствующих участков, D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны, d - внешний диаметр колонны насосно-компрессорных труб, L - длина горизонтального ствола скважины.

Способ реализуют следующим образом.

Участок 1 нефтяного пласта (фиг.1), продуктивные пласты которого представлены карбонатными отложениями, вскрыт горизонтальной добывающей скважиной 2 с открытым стволом в продуктивной части пласта 1. Согласно геофизическим исследованиям, вдоль горизонтального ствола скважины 2 выделяют участки пласта, проницаемость которых отличается более чем на 20% от соседнего: k1, k2, k3, причем k1<k2<k3. Согласно расчетам, при отличии проницаемости участков на более чем 20%, охват пласта воздействием становится неравномерным, что снижает нефтеотдачу.

Горизонтальную скважину 2 глушат и на колонне насосно-компрессорных труб 3 спускают фильтры 4 с различной плотностью перфорации и установленными на них пакерами 5.

В общем случае для n-го участка пласта (или n-го фильтра) при закачке кислоты можно по формуле Дюпюи записать:

где qn - приемистость n-го участка пласта, м3

kn - проницаемость n-го участка пласта, м2;

hn - мощность n-го участка пласта, м;

ΔР - репрессия при закачке кислоты, Па,

µ - вязкость нефти в пластовых условиях, Па*с,

Сn - коэффициенты гидродинамического совершенства скважины по характеру вскрытия вдоль горизонтального ствола скважины;

Rn - проектируемая глубина проникновения кислоты в породу, м;

rс - радиус фильтра, м,

Для равномерной кислотной обработки необходимо, чтобы приемистость на каждом участке была одинакова. Исходя из этого уравнение (1) для каждого интервала имеет вид:

,

откуда, приняв, что репрессия на всем участке ствола одинакова, получим соотношение:

Далее задают плотность и диаметр перфорационных отверстий для участка с максимальной проницаемостью (в нашем случае - k3) и по графикам В.И. Щурова (фиг.2) определяют значение коэффициента гидродинамического совершенства по характеру вскрытия С3. По формуле (2) рассчитывают значения C1, С2,…, Сn для каждого интервала. Далее вновь по графикам В.И. Щурова определяют плотность перфорационных отверстий для каждого участка, задавшись одинаковым диаметром отверстий по всей длине.

Согласно расчетам такое распределение перфорационных отверстий позволяет достигать максимального коэффициента охвата при большеобъемной кислотной обработке и соответственно максимального нефтеизвлечения.

С данными параметрами производят спуск на насосно-компрессорных трубах 3 фильтров 4 и пакеров 5 в открытый ствол скважины 2. Пакеры 5 устанавливают и запакеровывают вдоль горизонтального ствола между выделенными ранее по проницаемости участками. Это предотвращает перетекание закачиваемой в последующем кислоты по открытому стволу в участки с более проницаемыми породами.

Далее в межтрубное пространство до кровли продуктивного пласта закачивают щелочь для нейтрализации кислоты в объеме Vщ, равном

Vщ=π·H·(R2-r2), м3,

где Н - глубина скважины до кровли продуктивного пласта, м,

R - внутренний радиус эксплуатационной колонны, м,

r - внешний радиус колонны насосно-компрессорных труб, м.

Действие соляной кислоты отрицательно влияет на обсадную колонну скважины, что может привести к перетокам и резкому обводнению скважины.

После этого в колонну насосно-компрессорных труб без задержки во времени 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.

Значения коэффициентов (0,009…0,01) и (0,007…0,008) получены по результатам практического опыта применения большеобъемных кислотных обработок. При данных значениях прирост коэффициента нефтеизвлечения после обработки максимален. Диапазон концентрации кислоты 10-20%, согласно исследованиям, оптимален с точки зрения целостности скважинного оборудования и эффективного растворения карбонатных пород.

Продавку кислоты в пласт осуществляют нефтью в объеме, равном объему внутреннего пространства насосно-компрессорных труб с фильтрами. Соляная кислота, взаимодействуя с карбонатной породой, частично ее растворяет, образуя «червоточины» 6. Это создает дополнительные каналы для фильтрации жидкости к добывающей скважины. Таким образом, продуктивность скважины возрастает.

У кровли продуктивного пласта возможна установка пакера. Кислота в межтрубное пространство поступать не будет, поэтому в этом случае межтрубное пространство заполняют технической водой.

После проведения всех мероприятий скважину промывают от растворенных осадков нефтью и затем пускают в работу. Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка.

Результатом внедрения данного способа является повышение степени нефтеизвлечения посредствам увеличения коэффициента охвата.

Примеры конкретного выполнения способа

Пример 1. Участок 1 нефтяного пласта (фиг.1), продуктивные пласты которого представлены карбонатным типом коллектора массивной структуры, вскрыт горизонтальной добывающей скважиной 2 с открытым стволом в продуктивной части пласта 1 длиной L=254 м. Кровля продуктивного пласта залегает на глубине Н=997 м, вязкость нефти в пластовых условиях - 156 мПа·с, начальное пластовое давление - 10,5 МПа, начальная нефтенасыщенность - 0,795. Участок залежи представлен чисто нефтяной зоной. До продуктивного пласта скважина 2 обсажена эксплуатационной (обсадной) колонной с внутренним радиусом R=76,7 мм (внешний диаметр составляет 168 мм).

Согласно геофизическим исследованиям, вдоль горизонтального ствола скважины 2 выделяют участки пласта с проницаемостью k1=18,3 мД, k2=25,1 мД, k3=34,5 мД. Толщины участков примерно одинаковы и составляют h1=h2=h3=h=24 м.

Горизонтальную скважину 2 глушат. Предварительно подготавливают фильтры. Диаметр насосно-компрессорных труб и фильтров составляет 73 мм, т.е. r=rс=36,5 мм. Задают плотность и диаметр перфорационных отверстий для участка с максимальной проницаемостью k3. Принимают диаметр перфорационного канала 8 мм и плотность перфорации n3=10 отв./м. По графикам В.И. Щурова для n3 определяют значение коэффициента гидродинамического совершенства по характеру вскрытия, С3=14,0.

Затем по формуле (2) выражают и рассчитывают значения C1 и С2 в зависимости от значений k. Причем согласно проведенному заранее моделированию оптимальная длина «червоточен» должна быть на всех участках одинаковой и составлять для данного пласта R1=R2=R3=8 м.

,

.

Далее вновь по графикам В.И. Щурова определяют плотность перфорационных отверстий для каждого участка, задавшись одинаковым диаметром перфорационных каналов, т.е. 8 мм. Получают n2=17 отв./м, n1=22 отв./м.

С данными параметрами производят спуск на насосно-компрессорных трубах 3 фильтров 4 и пакеров 5 в открытый ствол скважины 2. Пакеры 5 устанавливают и запакеровывают вдоль горизонтального ствола между выделенными ранее по проницаемости участками.

Далее в межтрубное пространство до кровли продуктивного пласта закачивают щелочь для нейтрализации кислоты в объеме Vщ=π·H·(R2-r2)=3,14·997·(0,07672-0,03652)=14 м3.

После этого в колонну насосно-компрессорных труб без задержки во времени закачивают соляную кислоту с концентрацией 10% под устьевым давлением Ру=0,009·Н=0,009·997=9,0, МПа, в объеме Vк=0,008·L·h=0,008·254·24=48,8, м3 с расходом 100 м3/сут.

Продавку кислоты в пласт осуществляют нефтью в объеме, равном объему внутреннего пространства насосно-компрессорных труб с фильтрами 3,14·0,03652·(997+254)=5,2 м3.

После проведения всех мероприятий скважину промывают от растворенных осадков нефтью и затем пускают в работу. Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка пласта 1.

В результате за время разработки, после проведения рассматриваемой технологии, которое ограничили обводнением добывающей скважин до 98%, либо достижением минимально рентабельного дебита нефти по скважине 0,5 т/сут, было добыто со скважины 126,8 тыс т нефти, коэффициент извлечения нефти (КИН) составил 0,314. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 116,0 тыс т нефти, КИН составил 0,287. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,027.

Пример 2. Выполняют, как в примере 1. Пласт залегает на глубине Н=810 м. У кровли продуктивного пласта устанавливают пакер, вместо щелочи межтрубное пространство заполняют технической водой в объеме

Vв=π·H·(R2-r2)=3,14·997·(0,07672-0,03652)=14 м3. В насосно-компрессорные трубы закачивают соляную кислоту с концентрацией 20% под устьевым давлением Ру=0,01·Н=0,01·820=8,2, МПа, в объеме Vк=0,007·L·h=0,007·254·24=42,7 м3. Продавку кислоты в пласт осуществляют нефтью объеме, равном 3,14·0,03652·(820+254)=4,5 м3.

Предлагаемый способ, за счет повышения охвата пласта воздействием, позволяет увеличить нефтеотдачу продуктивного пласта.

Способ большеобъемной кислотной обработки карбонатного пласта, включающий 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, отличающийся тем, что каждый участок с проницаемостью, отличающейся более чем на 20% от соседнего, изолируют установленными на фильтрах пакерами, а 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;
k1, 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.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобыче. Технический результат - снижение обводненности продукции скважины на 20-70% и увеличение дебита нефти в 1,5-2 раза.
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.
Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - увеличение глубины обработки и повышение эффективности обработки.

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 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.
Изобретение предназначено для восстановления фильтрационных свойств призабойных зон нефтегазовых скважин, нарушенных в процессе эксплуатации, с использованием гидрореагирующих металлов. Технический результат - повышение эффективности воздействия для продуктивных пластов большой мощности с одновременным сокращением затрат. В способе термохимической обработки призабойной зоны скважины в режиме повторяющихся циклов: доставка натрия в алюминиевых стаканах, помещенных в герметичный контейнер, на забой скважины, инициирование реакции этих металлов, выдержка, подъем контейнера, в режиме технологической выдержки, равной 5-10 мин, осуществляют нисходящее движение контейнера со скоростью 0,2-1 м в минуту. 1 табл., 1 пр.
Изобретение относится к области нефтегазодобычи. Технический результат - повышение эффективности и технологичности удаления кольматирующих образований из призабойной зоны продуктивного ствола скважин, в том числе пологих и горизонтальных, после использования технологической жидкости, содержащей высокомолекулярные соединения и кольматанты. В способе производят закачку в скважину кислотного технологического состава, выдержку его на реакции с последующим удалением из пласта продуктов реакции. До закачки в скважину кислотного технологического состава после последнего спуска бурового инструмента для промывки ствола скважины перед освоением в буровой раствор, содержащий высокомолекулярные соединения и кольматант, используемый для вскрытия и промывки продуктивного пласта, по циркуляции вводят смесь неионогенного поверхностно-активного вещества с сульфаминовой кислотой при массовом соотношении 0,003-0,005:1 в количестве 1-3 мас.%. Затем после последнего подъема бурового инструмента из скважины и спуска насосно-компрессорных труб осуществляют замещение указанного бурового раствора на кислотный технологический состав и выдерживают последний на реакции не менее четырех часов. В качестве кислотного технологического состава используют состав, содержащий, мас.%: перекисное соединение 0,5-3,0; сульфаминовую кислоту 5,0-10,0; неионогенное поверхностно-активное вещество 0,005-0,02; минерализованную воду остальное. Плотность указанного технологического состава равна плотности используемого при вскрытии продуктивного пласта скважины бурового раствора или отличается от него не более чем на 10%. 6 з.п. ф-лы, 4 табл., 2 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов, вскрытых скважинами с открытыми горизонтальными стволами. Технический результат - повышение эффективности кислотной обработки. Способ заканчивания скважины включает прокачку раствора кислоты циркуляцией с устьем скважины посредством гидромониторной насадки, размещенной на конце гибкой безмуфтовой трубы, одновременно с циркуляцией раствора кислоты подъем из скважины гибкой безмуфтовой трубы со скоростью, не большей скорости заполнения ствола скважины раствором кислоты, после заполнения горизонтального ствола раствором кислоты продавку раствора кислоты в пласт со ступенчатым подъемом давления и выдержкой на каждой ступени, проведение технологической выдержки для реакции раствора кислоты с породой, прокачку инертного газа, фиксирование кривой восстановления уровня, глушение скважины и освоение скважины. Предварительно в скважину в интервал башмака эксплуатационной колонны спускают колонну насосно-компрессорных труб с пусковыми муфтами и с воронкой на конце. Гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой спускают внутри колонны насосно-компрессорных туб. Перед продавкой кислоты в пласт горизонтальный ствол скважины при открытом затрубном пространстве заполняют через гибкую безмуфтовую трубу водным раствором поверхностно-активного вещества. При закрытом затрубном пространстве выполняют продавку водного раствора поверхностно-активного вещества в пласт, проводят технологическую выдержку до всплытия нефти в скважину. Затем по затрубному пространству производят продавку раствора кислоты, проводят технологическую выдержку для реакции раствора кислоты с породой, промывают ствол скважины, поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой. Прокачку инертного газа проводят по затрубному пространству с отбором жидкости по колонне насосно-компрессорных труб. После освоения скважины проводят геофизические исследования горизонтального ствола на гибкой трубе методами термометрии и дебитометрии. После получения результатов исследования выявляют «неработающие» интервалы и, сопоставляя геофизический материал с данными окончательного каротажа, определяют «неработающие» интервалы горизонтального ствола, имеющие высокие фильтрационно-емкостные свойства. Спуском гибкой безмуфтовой трубы устанавливают гидромониторную насадку в данных интервалах горизонтального ствола, упирают конец гидромониторной насадки в стенку горизонтального ствола и осуществляют циркуляцию раствора кислоты через гибкую безмуфтовую трубу, гидромониторную насадку и колонну насосно-компрессорных труб до образования в породе углубления (канала) и увеличения площади поверхности интервала воздействия. Затем по затрубному пространству производят продавку раствора кислоты, проводят технологическую выдержку для реакции раствора кислоты с породой, поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой. Прокачку инертного газа проводят по затрубному пространству с отбором жидкости по колонне насосно-компрессорных труб. 1 пр.
Наверх