Способ поинтервальной обработки призабойной зоны пластов газовой скважины



Способ поинтервальной обработки призабойной зоны пластов газовой скважины
Способ поинтервальной обработки призабойной зоны пластов газовой скважины
Способ поинтервальной обработки призабойной зоны пластов газовой скважины

 


Владельцы патента RU 2534262:

Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" (RU)

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 газодобывающей промышленности, а именно к поинтервальной обработке призабойной зоны террогенных пластов газовой скважины в условиях аномально низкого пластового давления (АНПД), в частности, с помощью гибкой трубы (ГТ) колтюбинговой установки.

Газоконденсатные месторождения Западной Сибири относятся к многопластовым месторождениям, которые сложены терригенными отложениями, имеющими различную проницаемость. При кислотной обработке призабойной зоны пласта (ОПЗ) таких месторождений кислота преимущественно попадает в наиболее дренированные и высокопроницаемые интервалы. Вследствие этого остальные более низкопроницаемые пласты остаются не обработанными. Отсечение этих пластов друг от друга позволит кислоте избирательно проникать в обрабатываемые низкопроницаемые интервалы, то есть будет наблюдаться поинтервальная ОПЗ именно тех пластов, которые нуждаются в обработке.

В настоящее время на месторождениях Западной Сибири, находящихся на завершающей стадии разработки, имеющих АНПД и достаточно большую степень обводненности залежи, ОПЗ проводят в заглушенных газовых скважинах через промывочные трубы. После глушения газовой скважины обработка затруднена и не всегда может оказаться эффективной по причине дополнительной кольматации пласта фильтратами жидкости глушения. Поэтому ОПЗ в этих условиях предпочтительнее осуществлять без глушения газовой скважины путем закачивания кислотного состава через ГТ колтюбинговой установки.

Наиболее оптимальным способом отсечения пластов друг от друга в процессе ОПЗ являются пакерующие устройства. Однако он имеет существенный недостаток, пакерующее устройство должно иметь диаметр, достаточный для прохода его через внутреннюю полость лифтовой колонны, а пройдя через лифтовую колонну, должно загерметизировать эксплуатационную колонну, имеющую больший внутренний диаметр, перекрыв ее проходное сечение, поэтому спускаемые в скважину пакерующие устройства должны иметь уплотнительные элементы, способные надежно загерметизировать такой большой кольцевой зазор, между эксплуатационной колонной и ГТ, во много раз превышающий кольцевой зазор между лифтовой колонной и ГТ.

Пласты, слагающие многопластовые месторождения, имеют различную проницаемость, поэтому ОПЗ этих пластов необходимо осуществлять кислотными составами, подобранными для обработки конкретного пласта, например соляную кислоту, плавиковую кислоту, глинокислоту и другие кислотные растворы.

Известен способ поинтервальной обработки газовых скважин, включающий закачивание и продавливание в пласт кислоты [Бурение и заканчивание скважин с горизонтальным стволом на трещиноватые карбонаты. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. - М.: Недра, 1989, №10, стр.7-12].

Недостатком данного способа является большая трудоемкость работ по отсечению продуктивных пластов друг от друга.

Известен способ поинтервальной обработки призабойной зоны пластов нефтегазовой скважины, включающий отсечение продуктивных пластов друг от друга пакерующими устройствами и закачивание в обрабатываемый пласт кислотного состава через ГТ [Патент РФ №2459948].

Недостатком данного способа является большая трудоемкость по отсечению продуктивных пластов друг от друга.

Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в повышении надежности перекрытия продуктивных обрабатываемых терригенных пластов при поинтервальной кислотной обработке каждого из них.

Техническим результатом заявляемого изобретения является снижение стоимости ремонтных работ.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что при поинтервальной обработке призабойной зоны пластов газовой скважины, снабженной лифтовой колонной, испольхзуют способ при котором до подошвы верхнего обрабатываемого продуктивного пласта намывают песчаную пробку, например, из проппанта большого размера, 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, например соляную кислоту, продавливают с помощью инертного газа, например азота, 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, образованной из проппанта большого размера, доспускают гибкую трубу до головы частично промытой песчаной пробки, закачивают через гибкую трубу кислотный состав, например соляную кислоту, продавливают его в призабойную зону среднего обрабатываемого пласта на глубину закольматированной зоны с помощью инертного газа, например азота, оставляют кислотный состав на период его реакции с кольматирующими частицами, находящимися в призабойной зоне среднего обрабатываемого пласта, вызывают приток газа из среднего обрабатываемого пласта, удаляют вместе с газом продукты реакции по кольцевому пространству между гибкой трубой и лифтовой колонной до полного восстановления продуктивности среднего обрабатываемого 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, закачивают через гибкую трубу кислотный состав, например соляную кислоту, продавливают его в призабойную зону нижнего обрабатываемого пласта на глубину закольматированной зоны с помощью инертного газа, например азота, оставляют кислотный состав на период ее реакции с кольматирующими частицами, находящимися в призабойной зоне нижнего обрабатываемого пласта, вызывают приток газа из нижнего обрабатываемого пласта, удаляют вместе с газом продукты реакции по кольцевому пространству между гибкой трубой и лифтовой колонной до полного восстановления продуктивности нижнего обрабатываемого пласта, промывают ствол газовой скважины до забоя скважины, удаляя оставшуюся часть намытой песчаной пробки и отрабатывают газовую скважину на факел.

На фиг.1 приведена схема для реализации данного способа на многопластовом месторождении, имеющем три пласта, при обработке верхнего пласта после намыва песчаной пробки и отсечении нижнего и среднего продуктивных пластов, на фиг.2 - то же, при обработке среднего пласта, на фиг.3 - то же, при обработке нижнего пласта.

Способ реализуется в газовой скважине, оборудованной эксплуатационной колонной 1 и лифтовой колонной 2, спущенной до кровли обрабатываемого верхнего пласта 3.

Первоначально в стволе газовой скважины через лифтовую колонну 2 до подошвы верхнего обрабатываемого продуктивного пласта 3 намывают песчаную пробку 4 из проппанта большого размера, например 6-10 меш, что соответствует частичкам диаметром около 2 мм, оставляют намытую песчаную пробку на период удаления из нее влаги на 2-4 ч.

Далее в незаглушенную газовую скважину до головы намытой песчаной пробки 4 спускают гибкую трубу 5, через которую в верхний обрабатываемый пласт 3 закачивают кислотный состав 6, например соляную кислоту, плавиковую кислоту, глинокислоту, в зависимости от продуктивности верхнего обрабатываемого пласта 3, продавливают кислотный состав 6 в призабойную зону верхнего обрабатываемого пласта 3 на глубину закольматированной зоны с помощью инертного газа 7, например азота. Оставляют кислотный состав 6 на период его реакции с кольматирующими частицами, находящимися в призабойной зоне верхнего обрабатываемого пласта 3. Вызывают приток газа из обрабатываемого верхнего обрабатываемого пласта 3, удаляют вместе с газом продукты реакции по кольцевому пространству между гибкой трубой 5 и лифтовой колонной 2 до полного восстановления продуктивности обрабатываемого верхнего пласта 3.

Промывают ствол газовой скважины до подошвы среднего обрабатываемого продуктивного пласта 8, удаляя верхнюю часть намытой песчаной пробки 4, образованную крупноразмерным проппантом. После чего доспускают гибкую трубу 5 до головы частично промытой песчаной пробки 4, закачивают через гибкую трубу 5 кислотный состав 6. Продавливают его в призабойную зону среднего обрабатываемого пласта 8 на глубину закольматированной зоны с помощью инертного газа 7, оставляют кислотный состав 6 на период ее реакции с кольматирующими частицами, находящимися в призабойной зоне среднего обрабатываемого пласта 8. Вызывают приток газа из среднего обрабатываемого пласта 8, удаляют вместе с газом продукты реакции по кольцевому пространству между гибкой трубой 5 и лифтовой колонной 2 до полного восстановления продуктивности среднего обрабатываемого пласта 8.

Промывают ствол газовой скважины до подошвы нижнего обрабатываемого продуктивного пласта 9, удаляя оставшуюся часть намытой песчаной пробки 4. Затем доспускают гибкую трубу 5 до головы оставшейся части песчаной пробки 4, закачивают через гибкую трубу 5 кислотный состав 6, продавливают его призабойную зону нижнего обрабатываемого пласта 9 на глубину закольматированной зоны с помощью инертного газа 7. Оставляют кислотный состав 6 на период ее реакции с кольматирующими частицами, находящимися в призабойной зоне нижнего обрабатываемого пласта 9. Вызывают приток газа из нижнего обрабатываемого пласта 9, удаляют вместе с газом продукты реакции по кольцевому пространству между гибкой трубой 5 и лифтовой колонной 2 до полного восстановления продуктивности нижнего обрабатываемого пласта 9.

Промывают ствол газовой скважины до забоя 10, удаляя оставшуюся часть намытой песчаной пробки 4, и отрабатывают скважину на факел.

Перед обработкой определяют продуктивность пластов 3, 8, 9 и подбирают в зависимости от проницаемости пластов 3, 8, 9 химические реагенты для обработки каждого пласта.

В качестве кислотного раствора 6 для терригенного коллектора проницаемостью от 40·10-3 мкм2 до 300·10-3 мкм2 используется 18-20%-ный раствор соляной кислоты в объеме 5 м на 1 м обрабатываемого интервала.

Для низкопроницаемого коллектора проницаемостью от 40·10-3 мкм2 до 30·10-3 мкм2 в призабойную зону закачивают раствор 3-5%-ной плавиковой кислоты в объеме 1,5-2,0 м3 на 1 м обрабатываемого интервала.

Для заглинизированного коллектора проницаемостью меньше 30·10-3 мкм2 в призабойную зону закачивают раствор глинокислоты, состоящей из 3-5%-ной плавиковой и 10-12%-ной соляной кислот, в объеме 1,5-2,0 м3 на 1 м обрабатываемого интервала.

Применение для намыва песчаной пробки проппанта больших размеров обеспечивает блокирование перфорационных отверстий интервала перфорации, предотвращая дальнейшее загрязнение ПЗП частицами твердой фазы. Кроме того, большой размер частиц облегчает их вынос на поверхность в процессе промывки песчаной пробки за счет парусности самой частицы.

Пример 1.

В газовой скважине, оборудованной эксплуатационной колонной диаметром 219 мм и лифтовой колонной диаметром 168 мм, до подошвы верхнего обрабатываемого продуктивного пласта, находящегося на глубине 2400 м намывают песчаную пробку из проппанта фракции 6 меш с диаметром частички 2 мм. Далее в незаглушенную газовую скважину до головы намытой песчаной пробки спускают гибкую трубу диаметром 42 мм, через которую в верхний обрабатываемый пласт закачивают 18-20%-ный раствор соляной кислоты в объеме 5 м3 на 1 м обрабатываемого интервала. Продавливают кислотный состав в призабойную зону верхнего обрабатываемого пласта на глубину 150 мм закольматированной зоны с помощью азота. Оставляют кислотный состав на период ее 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. После чего доспускают гибкую трубу до головы частично промытой песчаной пробки и проводят обработку среднего продуктивного пласта по вышеописанной технологии. Затем промывают ствол газовой скважины до подошвы нижнего обрабатываемого продуктивного пласта, удаляя оставшуюся часть намытой песчаной пробки. Далее доспускают гибкую трубу до головы оставшейся части песчаной пробки и проводят обработку нижнего продуктивного пласта по вышеописанной технологии. После этого промывают ствол газовой скважины до забоя скважины, удаляя оставшуюся часть намытой песчаной пробки, и отрабатывают газовуюскважину на факел.

Пример 2.

В газовой скважине, оборудованной эксплуатационной колонной диаметром 168 мм и лифтовой колонной диаметром 114 мм, до подошвы верхнего обрабатываемого продуктивного пласта, находящегося на глубине 2600 м намывают песчаную пробку из проппанта фракции 8 меш с диаметром частички 1,8 мм. Далее в незаглушенную газовую скважину до головы намытой песчаной пробки спускают гибкую трубу диаметром 38 мм, через которую в верхний обрабатываемый пласт закачивают плавиковую кислоту, продавливают кислотный состав в призабойную зону верхнего обрабатываемого пласта на глубину 100 мм закольматированной зоны с помощью азота. Оставляют кислотный состав на период ее 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. После чего доспускают гибкую трубу до головы частично промытой песчаной пробки и проводят обработку среднего продуктивного пласта по вышеописанной технологии. Затем промывают ствол газовой скважины до подошвы нижнего обрабатываемого продуктивного пласта, удаляя оставшуюся часть намытой песчаной пробки. Далее доспускают гибкую трубу до головы оставшейся части песчаной пробки и проводят обработку нижнего продуктивного пласта по вышеописанной технологии. После этого промывают ствол газовой скважины до забоя газовой скважины, удаляя оставшуюся часть намытой песчаной пробки, и отрабатывают газовую скважину на факел.

Пример 3.

В газовой скважине, оборудованной эксплуатационной колонной диаметром 146 мм и лифтовой колонной диаметром 73 мм, до подошвы верхнего обрабатываемого продуктивного пласта, находящегося на глубине 3000 м намывают песчаную пробку из проппанта фракции 10 меш с диаметром частички 1,6 мм. Далее в незаглушенную газовую скважину до головы намытой песчаной пробки спускают гибкую трубу диаметром 33 мм, через которую в верхний обрабатываемый пласт закачивают глинокислоту, продавливают кислотный состав в призабойную зону верхнего обрабатываемого пласта на глубину 120 мм закольматированной зоны с помощью азота. Оставляют кислотный состав на период ее 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. После чего доспускают гибкую трубу до головы частично промытой песчаной пробки и проводят обработку среднего продуктивного пласта по вышеописанной технологии. Затем промывают ствол газовой скважины до подошвы нижнего обрабатываемого продуктивного пласта, удаляя оставшуюся часть намытой песчаной пробки. Далее доспускают гибкую трубу до головы оставшейся части песчаной пробки и проводят обработку нижнего продуктивного пласта по вышеописанной технологии. После этого промывают ствол газовой скважины до забоя газовой скважины, удаляя оставшуюся часть намытой песчаной пробки, и отрабатывают газовую скважину на факел.

Предлагаемый способ обеспечивает эффективную ОПЗ пластов газовой скважины при их поинтервальной обработке.

Способ поинтервальной обработки призабойной зоны пластов газовой скважины, снабженной лифтовой колонной, при котором до подошвы верхнего обрабатываемого продуктивного пласта намывают песчаную пробку, например, из проппанта большого размера, 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, например соляную кислоту, продавливают с помощью инертного газа, например азота, 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, образованной из проппанта большого размера, доспускают гибкую трубу до головы частично промытой песчаной пробки, закачивают через гибкую трубу кислотный состав, например соляную кислоту, продавливают его в призабойную зону среднего обрабатываемого пласта на глубину закольматированной зоны с помощью инертного газа, например азота, оставляют кислотный состав на период его реакции с кольматирующими частицами, находящимися в призабойной зоне среднего обрабатываемого пласта, вызывают приток газа из среднего обрабатываемого пласта, удаляют вместе с газом продукты реакции по кольцевому пространству между гибкой трубой и лифтовой колонной до полного восстановления продуктивности среднего обрабатываемого 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, закачивают через гибкую трубу кислотный состав, например соляную кислоту, продавливают его в призабойную зону нижнего обрабатываемого пласта на глубину закольматированной зоны с помощью инертного газа, например азота, оставляют кислотный состав на период его реакции с кольматирующими частицами, находящимися в призабойной зоне нижнего обрабатываемого пласта, вызывают приток газа из нижнего обрабатываемого пласта, удаляют вместе с газом продукты реакции по кольцевому пространству между гибкой трубой и лифтовой колонной до полного восстановления продуктивности нижнего обрабатываемого пласта, промывают ствол газовой скважины до забоя газовой скважины, удаляя оставшуюся часть намытой песчаной пробки, и отрабатывают газовую скважину на факел.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи пласта посредствам увеличения коэффициента охвата.

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 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.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов, вскрытых скважинами с открытыми горизонтальными стволами. 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 осуществляют 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 осуществляют со ступенчатым подъемом давления и выдержкой на каждой ступени. Проводят технологическую выдержку 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 (НКТ) с пусковыми муфтами и с воронкой на конце. Гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой спускают внутри НКТ. Перед продавкой кислоты в пласт горизонтальный ствол скважины при открытом затрубном постранстве заполняют через гибкую безмуфтовую трубу водным раствором поверхностно-активного вещества (ПАВ). При закрытом затрубном пространстве выполняют продавку водного раствора ПАВ в пласт. Проводят технологическую выдержку до всплытия нефти в скважину. Затем по затрубному пространству производят продавку раствора кислоты. Проводят технологическую выдержку 2-4 часа для реакции раствора кислоты с породой. Промывают ствол скважины. Поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой. При этом прокачку инертного газа проводят по затрубному пространству с отбором жидкости по НКТ. Техническим результатом является повышение эффективности кислотной обработки скважины. 1 пр.
Наверх