Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение приемистости нагнетательных скважин и интенсификации притока флюида из продуктивного пласта с карбонатными коллекторами за счет замедления скорости реакции кислоты с породой пласта, уменьшения интенсивности кислотной коррозии, предотвращения выпадения вторичных осадков и образования эмульсии и обеспечения моющего действия состава. Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта содержит, мас.%: соляную кислоту 10,0-20,0; анионоактивное АПАВ, или неионогенное НПАВ, или катионоактивное КПАВ, или их смесь 0,4-3,0; фосфорсодержащее соединение Афон 300М 0,01-15,0, растворитель 5,0-25,0, воду остальное. Способ обработки призабойной зоны пласта включает закачку указанной выше кислотной композиции с последующей ее продавкой, проведение технологической выдержки и удаление продуктов реакции, причем закачку кислотной композиции проводят в импульсном или постоянном режиме в объеме из расчета 1-3 м3 на погонный метр перфорированной мощности пласта при давлении, не превышающем допустимое на данный пласт. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 2 табл., 17 пр.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при кислотной обработке призабойной зоны пласта для повышения приемистости нагнетательных скважин и интенсификации притока флюида из продуктивного пласта с карбонатными коллекторами.

Известен состав для обработки призабойной зоны карбонатного пласта, включающий в масс.%: соляную кислоту 10-20, неиногенное поверхностно-активное вещество (НПАВ) 0,3-1,0, ацетон 20-40 и остальное - воду (см. авт. свид. №1513131, МКИ E21B 43/27, публ. 1989 г.).

Данный состав не обеспечивает требуемую глубину обработки призабойной зоны скважины вследствие высокой скорости растворения породы.

Известен поверхностно-активный кислотный состав для обработки карбонатных коллекторов, включающий в масс.%: соляную кислоту 6,0-24,0, спиртосодержащее соединение 5,0-30,0, средство моющее техническое ТМС «ЖениЛен» 0,5-2,0, катионное ПАВ - ОксиПАВ или Дон-96 0,2-1,0, стабилизатор железа 0,5-3,0 и остальное - воду (см. Патент РФ №2494136, МКИ C09K 8/74, публ. 2013 г.).

Недостатком данной композиции является присутствие в составе технического моющего средства «ЖениЛен» силиката натрия. При закачке композиции в карбонатный пласт выделяются ионы Ca2+ и Mg2+, кроме того в пластовых водах эти ионы присутствуют в виде солей CaCl2 и MgCl2. Наличие данных ионов приводит к образованию нерастворимых осадков силиката кальция и магния.

Наиболее близким по технической сущности и решаемой задаче к заявляемому составу является кислотный состав для обработки призабойной зоны, включающий в масс.%: галоидводородную кислоту 8,0-75,0, ингибитор коррозии 0,5-2,0, фосфоновую кислоту и/или неоногенное оксиэтилированное поверхностно-активное вещество 0,5-2,0, растворитель - остальное (см. Патент РФ №2100587, МКИ E21B 43/27, публ. 1997 г.).

Проведенные лабораторные исследования показали неселективность применения состава для нефте- и водонасыщенных пропластков продуктивного пласта.

Известен способ извлечения нефти путем закачки в пласт кислотной композиции, содержащей в масс.%: кислоту 97,5-99,9 и замедлитель реакции с породой пласта 0,1-2,5, и композиции, содержащей в масс.%: поверхностно-активное вещество 5,0-16,0, жидкий углеводород 84,0-95,0, при соотношении ее объема к объему кислотной композиции от 2 до 4 (см. Патент РФ №2295635, МКИ E21B 43/22, публ. 2007 г.).

Данный способ имеет существенный недостаток. Технология предусматривает закачку двух растворов: кислотного состава и углеводородного состава.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины, включающий продавку легкой нефтью в зону продуктивного пласта предварительно приготовленного в дистиллированной воде с температурой 80-90°C раствора соляной кислоты 5,0-20,0%-ной концентрации с поверхностно-активным веществом - МЛ-81 Б, проведение технологической выдержки не более 2 часов и депрессионное воздействие (см. Патент РФ №2280154, МКИ E21B 43/27, публ. 2006 г.).

Известный способ предполагает предварительный нагрев кислотной композиции до 80-90°C, что требует дополнительных затрат энергии и при этом не обеспечивает требуемой глубины обработки.

Известен состав для обработки призабойной зоны карбонатоного коллектора, содержащий в масс.%: соляной кислоты 7,0-19,0, растворителя 10,0-45,0, ПАВ 0,1-3,0, ортофосфорной кислоты 4,0-14,0 и остальное - воду, и способ кислотной обработки призабойной зоны карбонатного нефтяного пласта, включающий закачку в скважину вышеприведенного кислотного состава с последующей его продавкой в глубину пласта и осуществление технологической выдержки (см. Патент РФ №2293101, МКИ C09K 8/72, E21B 43/27, публ. 2007 г.).

Недостатком данного изобретения является использование ортофосфорной кислоты, которая при снижении концентрации соляной кислоты вследствие взаимодействия ее с карбонатной породой образует с породой пласта нерастворимые осадки фосфатов кальция и магния, что приводит к снижению эффективности обработки.

Наиболее близким по технической сущности достигаемому эффекту к заявляемому способу является способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающего продавку кислотного реагента через скважину в зону продуктивного пласта 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 путем депрессионного воздействия на скважину в зависимости от коэффициента приемистости скважины, а в качестве продавочной жидкости берут пресную воду или техническую воду или техническую воду с добавлением моющего препарата или нефть с маслорастворимым эмульгатором (см. Патент РФ №2346153, МКИ E21B 43/27, C09K 8/74, публ. 2009 г.).

Данный способ применим для обработки только терригенных коллекторов и отсутствие в составе реагента замедлителя не обеспечивает требуемой глубины обработки призабойной зоны.

Целью предлагаемого изобретения является разработка состава для кислотной обработки призабойной зоны пласта и способа кислотной обработки призабойной зоны пласта с его использованием, обладающего высокой эффективностью за счет замедления скорости реакции кислоты с породой пласта, уменьшения интенсивности кислотной коррозии, предотвращения выпадения вторичных осадков и образования эмульсии и обеспечения моющего действия состава.

Поставленная цель достигается путем создания состава для кислотной обработки призабойной зоны пласта, содержащего соляную кислоту, поверхностно-активное вещество - НПАВ, или АПАВ, или КПАВ, или их смесь, Афон 300М, растворитель и воду, при следующем соотношении компонентов, масс.%:

соляная кислота 10,0-20,0
АПАВ, НПАВ, КПАВ или их смесь 0,4-3,0
Афон 300М 0,01-15,0
растворитель 5,0-25,0
вода остальное,

причем состав дополнительно может содержать ингибитор коррозии в количестве 0,5-2,0 масс.%, а в способе кислотной обработки призабойной зоны пласта осуществляют закачку вышеприведенного кислотного состава с последующей его продавкой и проведением технологической выдержки, причем закачку проводят в импульсном или постоянном режиме в объеме из расчета 1-3 м3 на погонный метр перфорированной мощности пласта при давлении, не превышающем допустимое на обрабатываемый пласт.

В варианте выполнения способа закачку кислотного состава в обрабатываемые пласты проводят поинтервально, что позволяет регулировать объем и режим закачки в зависимости от фильтрационных свойств пласта.

Соляную кислоту используют по ТУ 2122-131-05807960-97 с изм. 1-3, ТУ 2458-017-12966038-2002, ТУ 2458-264-05765670-99 с изм. 1, ТУ 2458-526-05763441-2010, ТУ 2122-252-05763441-99 с изм. 1-4, ГОСТ 3118-77, ГОСТ 857-95.

В качестве ПАВ могут быть использованы анионоактивные ПАВ, неионногенные ПАВ, катионные ПАВ или их смесь, такие как: алкилсульфонат Волгонат по ТУ 2481-308-05763458-2001; нефтенол К (РД-1К) по ТУ 2483-065-17197708-2002; эмульсол НГЛ-205 марки А по ТУ 0253-050-70351853-2008; алкапав 16.30 по ТУ 2482-004-04706205-2005; неонол АФ9-6, АФ9-12 по ТУ 2483-077-05766801-98; оксанол КД-6, О-18, ЦС-21 по ТУ 2483-328-05763441-2000; ОП-10 по ГОСТ 8433-81; синтамид-5 по ТУ 6-02-640-91; синтанол ДС-10, ДТ-7 по ТУ 6-14-577-88. Введение в состав ПАВ способствует снижению межфазного натяжения на границе с углеводородами, предотвращает образование водонефтяных эмульсий и обеспечивает совместимость состава и пластового флюида, а также обеспечивает более легкое удаление отработанных продуктов реакции и загрязнений пласта.

Афон 300М представляет собой смесь натриевых солей фосфоновых и соляной кислот и выпускается по ТУ 2499-540-05763441-2012 с изм. 2. Введение в состав Афон 300М способствует замедлению скорости растворения карбонатной породы (таблица 1, пример 16) за счет образования пленки на поверхности раздела фаз: карбонатная порода - кислотная композиция.

В качестве ингибитора коррозии могут быть использованы:

катасол 18-3 по ТУ 2482-005-49811-247-2010; метилан-2 по СПТ-500-2006; КИ-1 МР по ТУ 2482-033-42942526-2002; ПБ-5 по ТУ 6-01-28-92; ПКУ-Э по ТУ 6-02-1299-85; Синол ИКК по ТУ 2482-002-48482528-98; БА-6 по ТУ 6-02-1192-79; КИ-1 по ТУ 6-046-89-381.006-97. Ингибитор коррозии вводят в состав при использовании не ингибированной соляной кислоты.

В качестве растворителя используют органические растворители, такие как: изопропиловый спирт по ГОСТ 9805-84; пропиловый спирт по ТУ 2632-106-4449379-07; метиловый спирт по ГОСТ 2222-95; спирт этиловый технический по ГОСТ 17299-78. Использование одноатомных спиртов снижает межфазное натяжение на границе с углеводородами, что способствует созданию гомогенной системы при контакте и смешивании пластовых и закачиваемых реагентов и предотвращает образование эмульсий, блокирующих каналы фильтрации.

Предлагаемый состав для кислотной обработки может быть приготовлен как в условиях промышленного производства, так и непосредственно перед применением путем последовательного растворения компонентов в заявляемых количествах. Соотношение компонентов в составе определяют экспериментальным путем как наиболее оптимальное для решения поставленной задачи.

Предлагаемый состав представляет собой жидкость от бесцветного до коричневого цвета, стабилен при перевозке и хранении.

Предлагаемый способ обработки заключается в закачке в скважину кислотной композиции в объеме из расчета 1-3 м3 на метр перфорированной толщины пласта при давлении, не превышающем допустимое на обрабатываемый пласт. При низкой приемистости скважины вначале проводят выдержку в режиме ванны. Закачку кислотной композиции можно производить в импульсном режиме, что позволяет увеличить глубину обработки при низкой проницаемости, или в постоянном режиме, что обеспечивает непрекращающееся движение в призабойной зоне. Для обработки зон пласта с различной проницаемостью воронку для закачки кислотной композиции устанавливают на уровне нижних дыр перфорации. После закачки кислотной композиции ее продавливают вглубь пласта технической водой или водонефтяной эмульсией или нефтью в объеме насосно-компрессорных труб и далее проводят технологическую выдержку в течение 4-6 часов в зависимости от температуры пласта. В случае высокой неоднородности фильтрационных свойств обрабатываемых зон пласта закачку кислотной композиции проводят поинтервально. Такая закачка позволяет регулировать объем и режим закачки кислотной композиции. Извлечение продуктов реакции кислотного состава с карбонатной породой проводят методом свабирования.

Для доказательства соответствия заявленного предложения критерию «промышленная применимость» приводим примеры приготовления состава для кислотной обработки призабойной зоны пласта и эффективности воздействия на призабойную зону с использованием известного и заявляемого составов. Результаты исследований приведены в таблице 1.

Пример 1 (заявляемый состав).

В 64,2 г воды добавляют при перемешивании 12,0 г Афон 300М, 0,8 г океанола КД-6, 13,0 г изопропилового спирта и 10,0 г соляной кислоты (см. таблицу 1, пример 1).

Примеры 2-6 проводят аналогично примеру 1, изменяя виды используемых компонентов и их содержание в составе.

Пример 7.

К 73,1 г воды добавляют при перемешивании 0,9 г Афон 300М, смесь 1,0 г синтанола ДТ-7 и 1,0 г алкапава 16.30, 11,0 г метилового спирта, 2,0 г ингибитора коррозии - КИ-1 и 11,0 г соляной кислоты (см. таблицу 1, пример 7).

Примеры 8-15 проводят аналогично примеру 7, изменяя виды используемых компонентов и из содержание в составе.

Пример 16.

К 58,9 г воды добавляют при перемешивании 2,1 г синтамид-5, 25,0 г изопропилового спирта и 1,0 г ингибитора коррозии - метилана (см. таблицу 1, пример 16).

Пример 17 (прототип).

В 60,0 г соляной кислоты 25%-ной концентрации добавляют при перемешивании 2,0 г ингибитора коррозии КИ-1, затем 2,0 г нитрилотриметилфосфоновой кислоты, 1,0 г неонола АФ9-12 и 3,0 г ацетона (см. таблицу 1, пример 17).

Для изучения кинетики взаимодействия состава с карбонатом используют методику, основанную на измерении во времени объема выделившегося углекислого газа в ходе взаимодействия предлагаемого состава с карбонатом кальция (мрамором).

Установка состоит из колбы, в которой происходит реакция взаимодействия, соединенной гибким шлангом с дрекселем, помещенным в сосуд с водой. Выделяющийся углекислый газ вытесняет из сосуда воду, которая по гибкому шлангу поступает в приемную мерную емкость.

В каждом опыте используют кубик размером 1×1×1 см, вырезанный из цельного мраморного образца, который помещают в колбу с исследуемым составом. Объем состава 50 см3, температура эксперимента 20±2°C, давление - атмосферное. За скоростью реакции взаимодействия карбоната кальция с составом следят по изменению объема выделившегося углекислого газа во времени. Коэффициент растворимости карбоната кальция рассчитывают для половинного растворения кубика, исходя из времени выделения 50% общего объема выделившегося газа:

где γ - вес кубика, г;

τ50 - время выделения 50% объема углекислого газа, час;

S - площадь поверхности кубика, см2.

Таблица 1
Содержание компонентов состава, масс.% Коэффициент растворимости породы, г/см2·ч
№№ Кислота соляная в пересчете на HCl Афон 300М Ингибитор коррозии Растворитель ПАВ Вода
1 2 3 4 5 6 7 8
1 10,0 12,0 - 13,0 изопропиловый спирт 0,8 оксанол КД-6 64,2 3,45
2 12,0 0,5 - 7,0 метиловый спирт 1,4 эмульсол НГЛ-205 марки А 79,1 3,50
3 14,0 1,5 - 9,0 спирт этиловый технический 0,4 алкапав 16.30 75,1 3,56
4 16,0 5,0 - 15,0 изопропиловый спирт 0,9 неонол АФ9-6 63,1 4,40
5 18,0 0,01 - 16,0 спирт этиловый технический 2,5 неонол АФ9-12 63,49 3,26
6 20,0 11,0 - 5,0 пропиловый спирт 3,0 неонол АФ9-10 61,0 4,00
7 11,0 0,9 2,0 КИ-1 11,0 метиловый спирт 1,0 синтанол ДТ-7+1,0 алкапав 16.30 73,1 3,46
8 18,0 0,04 1,4 БА 14,0 пропиловый спирт 1,5 ОП-10 65,06 4,12
9 14,0 15,0 1,0 КИ 22,0 метиловый спирт 1,5 синтанол ДС-10+1,5 эмульсол НГЛ-205 марки А 45 3,11
10 15,0 6,0 2,0 синол 10,0 изопропиловый спирт 0,5 оксанол ЦС-21 66,5 4,55
11 15,0 1,1 2,0 ПБ-5 12,0 спирт этиловый технический 1,1 нефтенол К (РД-1К)+1,1 ОП-10 67,7 3,12
12 17,0 0,3 0,5 ПКУ-Э 8,0 пропиловый спирт 0,6 алкилсульфонат Волгонат 73,5 3,90
13 20,0 0,5 2,0 метилан 12,0 изопропиловый спирт 1,6 оксанол О-18 63,9 4,15
Продолжение таблицы 1
1 2 3 4 5 6 7 8
14 19,0 0,1 1,6 катасол 10,0 спирт этиловый технический 1,0 неонол АФ9-6 68,3 3,15
15 13,0 0,7 1,0 метилан 25,0 изопропиловый спирт 2,1 синтамид-5 58,2 4,70
16 13,0 - 1,0 метилан 25,0 изопропиловый спирт 2,1 синтамид-5 58,9 15,7
Прототип
17 60,0 2,0 НТФ 2,0 КИ-1 35,0 ацетон 1,0 неонол АФ9-12 - 5,6

С - концентрация кислоты, доля единицы.

Из данных, приведенных в таблице 1, видно, что скорость растворения породы при использовании заявляемого состава ниже по сравнению с составом по прототипу. При использовании состава без компонента Афон 300М скорость растворения мрамора возрастает с 3,11-4,55 г/см2·ч до 15,7 г/см2·ч, что свидетельствует о том, что использование в составе компонента Афон 300М приводит к замедлению скорости растворения карбонатной породы при использовании заявляемого состава.

Для определения изменения фильтрационного сопротивления проводят модельные испытания. Берут насыпные модели длиной 3,0-3,3 см и поперечным сечением 1,54 см2, заполненные кварцевым песком с добавлением 10% карбоната кальция. Модели насыщают водой, затем проводят вытеснение ее нефтью, после чего с обратной стороны закачивают испытываемый состав, выдерживают и вытесняют нефтью. В водонасыщенных моделях после воды закачивают испытываемый состав, выдерживают и вытесняют водой. Изменение фильтрационного сопротивления определяют по формуле:

Q = K 2 ( в , н ) K 1 ( в , н ) K 2 ( в , н ) 100 % ,

K2(в,н) и K1(в,н) - проницаемость модели до и после закачки состава, мкм2. Результаты испытания составов приведены в таблице 2.

Таблица 2
№ п.п. Проницаемость, мкм2 Номер закачиваемого состава Изменение фильтрационного сопротивления, %
До обработки после обработки
1 2 3 4 5
Водонасыщенная модель
1 0,16 0,094 2 -41,0
2 0,31 0,24 9 -22,6
Прототип
3 0,17 0,42 17 +147,0
Нефтенасыщенная модель
4 0,026 0,112 5 +330,8
5 0,035 0,266 15 +660,0
Прототип
6 0,029 0,004 17 -86,2

Из данных таблицы 2 видно, что при использовании предлагаемого состава уменьшается фильтрационное сопротивление по нефти и возрастает фильтрационное сопротивление по воде, что обеспечивает селективность воздействия на породу пласта.

Приводим пример конкретного применения способа кислотной обработки призабойной зоны пласта с использованием предлагаемого состава.

Обработка призабойной зоны добывающей скважины с целью интенсификации добычи нефти. Глубина скважины 1700 м, диаметр обсадной колонны 146 мм. Интервал продуктивного карбонатного пласта 1611-1635 м, интервалы перфорации 1611-1615 м и 1630-1635 м. Расчетный объем реагента для обработки первого пропластка 8,0 м3, второго 10,0 м3. Допустимое давление на первый пропласток 4,0 МПа, на второй - 3,0 МПа.

Обработка нижнего интервала. Технологическую колонну насосно-компрессорных труб (НКТ), оборудованную воронкой, спускают на глубину 1635 м и пакер на глубину 1620 м. При открытой межтрубной задвижке НКТ заполняют реагентом (4,9 м3). Закрывают межтрубную задвижку, сажают пакер и закачивают оставшийся реагент (5,1 м3). Продавку реагента проводят нефтью в объеме 5,0 м3 при давлении не более 3,0 МПа. При повышении давления закачки выше допустимого закачку временно прекращают и возобновляют после его снижения. Проводят технологическую выдержку в течение 6 часов. Освоение после обработки проводят свабированием плунжера по колонне НКТ до депрессии на забое 3,0 МПа при запакерованном межтрубном пространстве в объеме до нейтральной pH добываемой продукции.

Обработка верхнего интервала. Воронку устанавливают на глубине 1615 м, пакер на глубине 1600 м. При открытой межтрубной задвижке НКТ заполняют реагентом (4,9 м3). Закрывают межтрубную задвижку, сажают пакер и закачивают оставшийся реагент (3,1 м3). Продавку реагента проводят нефтью в объеме 5,0 м3 при давлении не более 4,0 МПа. Проводят технологическую выдержку в течение 6 часов. Освоение после обработки проводят свабированием плунжера по колонне НКТ до депрессии на забое 3,0 МПа при запакерованном межтрубном пространстве в объеме до нейтральной pH добываемой продукции. Спускают насосное оборудование и пускают скважину в работу. В результате обработки дебит нефти возрос с 1,5 до 7,0 т/сут.

При использовании предлагаемого состава для кислотной обработки призабойной зоны пласта и способа кислотной обработки с его использованием по сравнению с прототипом снижается скорость реакции взаимодействия кислотного состава с породой пласта, увеличивается проникающая способность кислотного состава в низкопроницаемые нефтенасыщенные зоны и увеличивается охват пласта воздействием, что, в конечном итоге, приводит к увеличению добычи нефти.

1. Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта, содержащий соляную кислоту, поверхностно-активное вещество ПАВ, фосфорсодержащее соединение и растворитель, отличающийся тем, что состав в качестве ПАВ содержит анионоактивное АПАВ или неионогенное НПАВ, или катионоактивное КПАВ, или их смесь, в качестве фосфорсодержащего соединения - Афон 300М и дополнительно воду при следующем соотношении компонентов, мас.%:

соляная кислота 10,0-20,0
АПАВ или НПАВ, или КПАВ, или их смесь 0,4-3,0
АФОН 300М 0,01-15,0
растворитель 5,0-25,0
вода остальное

2. Состав по п.1, отличающийся тем, что он дополнительно содержит ингибитор коррозии в количестве 0,5-2,0 мас.%.

3. Способ обработки призабойной зоны пласта, включающий закачку кислотной композиции с последующей ее продавкой, проведение технологической выдержки и удаление продуктов реакции, отличающийся тем, что в качестве кислотной композиции закачивают состав по п.1 или 2, закачку кислотной композиции проводят в импульсном или постоянном режиме в объеме из расчета 1-3 м3 на погонный метр перфорированной мощности пласта при давлении, не превышающем допустимое на данный пласт.

4. Способ по п.3, отличающийся тем, что закачку кислотной композиции проводят поинтервально в нефтяные пласты.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке низкопроницаемых неоднородных карбонатных нефтяных залежей. Технический результат - повышение коэффициента охвата и увеличение нефтеотдачи нефтяной залежи.
Изобретения относятся к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - создание состава для кислотной обработки, обладающего низкой скоростью коррозии при пластовых температурах, значительное увеличение эффективности кислотной обработки.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - увеличение площади и глубины вскрытия продуктивного пласта при устранении условий набухания глин, содержащихся в коллекторе.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов, вскрытых скважинами с открытыми горизонтальными стволами.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов, вскрытых скважинами с открытыми горизонтальными стволами.
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.
Изобретение предназначено для восстановления фильтрационных свойств призабойных зон нефтегазовых скважин, нарушенных в процессе эксплуатации, с использованием гидрореагирующих металлов.

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.

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.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны в поглощающих скважинах. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной зоны скважины.

Изобретение относится к области строительства скважин, в частности к рецептурам тампонажных материалов, используемых для цементирования обсадных колонн в условиях нормальных и пониженных температур при наличии неинтенсивно поглощающих горизонтов и водоносных пластов.

Настоящее изобретение относится к эксплуатации углеводородсодержащих пластов или нагнетательных скважин. Способ для обработки подземных углеводородсодержащих пластов включает: a) обеспечение композицией, включающей инициатор загустевания, изменяющий pH, и полимер, способный гидратироваться в определенной области pH; b) закачивание композиции со значением pH, находящимся за пределами указанной области pH; с) активизацию действия инициатора загустевания pH для смещения pH композиции в указанную область его значений и d) обеспечение возможности увеличения вязкости композиции и формирования пробки.

Настоящее изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к добыче нефти из подземных нефтяных месторождений. Технический результат - повышение эффективности добычи нефти за счет выравнивания приемистости подземных неоднородных формирований со значительными температурными градиентами.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции водопритока в скважину с применением кремнийорганических соединений, может использоваться для изоляции водопритока в добывающих скважинах и регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин.
Изобретения относятся к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - создание состава для кислотной обработки, обладающего низкой скоростью коррозии при пластовых температурах, значительное увеличение эффективности кислотной обработки.

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности к составам для временного блокирования продуктивного пласта на водной основе, и может быть использовано при капитальном ремонте скважин в условиях аномально низких пластовых давлений и высокой дренированности продуктивных пластов.
Изобретение относится к области строительства и ремонта нефтегазовых скважин, а именно к тампонажным изоляционным составам. Технический результат заключается в повышении степени изолирующих свойств предлагаемого состава при изоляции интервалов поглощения скважинных жидкостей в пористых, кавернозных, трещиноватых породах, с раскрытием проводящих каналов от 1 мм до 10 мм, за счет пониженной плотности и высокой тиксотропии состава, а также за счет образования неразмываемого и непроницаемого цементного камня с высокими адгезионными свойствами к породе и повышенными прочностными характеристиками.
Изобретение относится к тампонажным материалам, используемым при цементировании нефтяных и газовых скважин, преимущественно к специальным цементам для крепления скважин, вскрывших соленосные отложения, представленные в основном солями магния.

Изобретение относится к тампонажным растворам, используемым при цементировании нефтяных и газовых скважин. Тампонажный раствор для цементирования нефтяных и газовых скважин, содержащий портландцемент, пенетрирующую добавку, понизитель водоотдачи, пластификатор, пеногаситель и воду, отличается тем, что в качестве пенетрирующей добавки он содержит «ПенетронАдмикс», в качестве понизителя водоотдачи - любой из водорастворимых эфиров целлюлозы, в качестве пластификатора - лигносульфонат, в качестве пеногасителя - трибутилфосфат при следующем соотношении компонентов, мас.%: портландцемент - 100, указанная пенетрирующая добавка 3,0 сверх 100, указанный понизитель водоотдачи - 0,03-0,1 сверх 100, указанный пластификатор - 0,3-0,7 сверх 100, трибутилфосфат - 0,01-0,1 сверх 100, вода до водоцементного отношения - 0,38-0,42.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости заводненными пластами для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритоков в добывающей скважине путем выравнивания проницаемостной неоднородности пласта.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений. Состав содержит поверхностно-активное вещество на основе полимера окиси этилена - реагент ИТПС 806 марка Б 0,1-5,0 мас.% и смесь алифатических и ароматических углеводородов в виде реагента ИТПС 010 марка А - остальное. Изобретение обеспечивает высокую растворяющую, диспергирующую и моющую активность состава по отношению к асфальтеносмолопарафиновым отложениям различного типа, а также снижение вязкости нефти в обрабатываемой зоне. 4 табл., 4 пр.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение приемистости нагнетательных скважин и интенсификации притока флюида из продуктивного пласта с карбонатными коллекторами за счет замедления скорости реакции кислоты с породой пласта, уменьшения интенсивности кислотной коррозии, предотвращения выпадения вторичных осадков и образования эмульсии и обеспечения моющего действия состава. Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта содержит, мас.: соляную кислоту 10,0-20,0; анионоактивное АПАВ, или неионогенное НПАВ, или катионоактивное КПАВ, или их смесь 0,4-3,0; фосфорсодержащее соединение Афон 300М 0,01-15,0, растворитель 5,0-25,0, воду остальное. Способ обработки призабойной зоны пласта включает закачку указанной выше кислотной композиции с последующей ее продавкой, проведение технологической выдержки и удаление продуктов реакции, причем закачку кислотной композиции проводят в импульсном или постоянном режиме в объеме из расчета 1-3 м3 на погонный метр перфорированной мощности пласта при давлении, не превышающем допустимое на данный пласт. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 2 табл., 17 пр.

Наверх