Способ кислотной обработки нефтяного пласта



Способ кислотной обработки нефтяного пласта
Способ кислотной обработки нефтяного пласта

 


Владельцы патента RU 2551612:

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

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке карбонатных нефтяных пластов с естественной трещиноватостью горизонтальными скважинами с применением большеобъемной кислотной обработки при наличии вблизи горизонтальных стволов водонасыщенных пропластков. Технический результат - увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта за счет повышения охвата пласта воздействием. Способ кислотной обработки нефтяного пласта включает проведение в открытом горизонтальном стволе скважины геофизических исследований по определению пересекаемых стволом в пласте нарушений - трещин, разломов, каверн, спуск в горизонтальный ствол на колонне труб фильтров с переменной плотностью перфорации, установку пакеров, закачку в горизонтальный ствол скважины кислоты, продавку кислоты, промывку скважины и пуск ее в работу. Причем один пакер устанавливают до открытого ствола между обсадной колонной и колонной труб, а остальные пакеры - набухающие пакеры - в открытом стволе размещают в местах пересечения стволом нарушений. Для каждого нарушения подбирают пакер длиной, превышающей ширину нарушения, определяемую по геофизическим кривым, не менее чем в десять раз. В колонны труб закачивают с концентрацией 10-20% объем соляной кислоты из расчета 5-30 м3 на метр нефтенасыщенной толщины пласта под устьевым давлением Pу=(0,008…0,011)·H, МПа, где H - средняя глубина пласта, м. Перфорационные отверстия фильтров выполняют круглыми с диаметром отверстий 5-10 мм, одинаковыми вдоль всего ствола. Плотность перфорации фильтров для каждого участка, образуемого между пакерами, а также между пакером и концом ствола, увеличивают линейно от нуля на периферии до максимального значения в центре, которую, в свою очередь, определяют через коэффициент гидродинамического совершенства исходя из соотношения: k 1 h 1 Ln l 1 r c + С 1 = k 2 h 2 Ln l 2 r c + С 2 = ... = k n h n Ln l n r c + С n , где C1, C2, Cn - коэффициенты гидродинамического совершенства скважины по характеру вскрытия каждого n-го участка вдоль горизонтального ствола скважины; l1, l2, ln - длина n-го участка, м; k1, k2, kn - средняя проницаемость n-го участка, м2; h1, h2, hn - средняя нефтенасыщенная толщина n-го участка, м; rc - радиус скважины, м. 2 ил., 2 пр.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке карбонатных нефтяных пластов с естественной трещиноватостью горизонтальными скважинами с применением большеобъемной кислотной обработки при наличии вблизи горизонтальных стволов водонасыщенных пропластков.

Известен способ поинтервальной обработки продуктивного пласта через открытый горизонтальный ствол скважины, включающий спуск в скважину колонны труб с пакерами и клапаном на конце колонны, прокачку кислоты по колонне труб, перекрытие пакерами интервала обработки пласта и задавку в него под давлением кислоты. В известном способе по всей длине прохождения открытого горизонтального ствола через продуктивный пласт путем проведения геофизических исследований определяют пористость, проницаемость и нефтенасыщенность приствольной зоны, по которым устанавливают интервалы с пониженной проницаемостью, оценивают степень кавернозности на их концах и диаметр ствола, в нижнюю часть колонны труб перед спуском ее в скважину вводят трубную компоновку с управляемыми через колонну труб гидравлическими пакерами на обоих концах компоновки и с радиальным сквозным калиброванным каналом в трубе компоновки, а в качестве клапана на конце трубной компоновки устанавливают кольцевое седло под запорный шар, спускают колонну труб с трубной компоновкой в горизонтальный ствол скважины до забоя, при незапакерованных пакерах производят промывку горизонтального ствола скважины, вслед за этим через колонну труб в скважину закачивают кислоту в объеме, равном объему первого интервала обработки, после чего в колонну труб сбрасывают запорный шар, запакеровывают с обоих концов первый от забоя интервал горизонтального ствола скважины с пониженной проницаемостью, задавливают кислоту в пласт и оставляют скважину на реакции, затем оба пакера распакеровывают, путем проведения обратной промывки удаляют продукты реакции из ствола скважины и одновременно поднимают запорный шар на поверхность скважины, после чего колонну труб с трубной компоновкой путем приподнимания переводят в обратном от забоя направлении в зону второго от забоя намеченного к обработке интервала с пониженной проницаемостью, затем, как и при обработке первого интервала, начиная с операции промывки ствола скважины при незапакерованных пакерах и заканчивая операцией удаления продуктов реакции с подъемом запорного шара на поверхность скважины, производят аналогичные операции в указанной выше последовательности, при этом перевод колонны труб с трубной компоновкой от одного интервала с пониженной проницаемостью к другому для их обработки производят также путем приподнимания колонны труб с трубной компоновкой. Дополнительно запакеровывание пакеров на обоих концах подлежащего обработке интервала горизонтального ствола скважины с пониженной проницаемостью и задавливание кислоты в пласт производят одновременно. Устройство включает колонну труб с пакерами и клапаном на конце колонны. В нижнюю часть колонны труб введена трубная компоновка, на обоих концах которой установлены управляемые через колонну труб гидравлические пакеры, в трубе компоновки между пакерами выполнен радиальный сквозной калиброванный канал из условия задавливания кислоты в пласт обрабатываемого интервала и возможности раскрытия гидравлических пакеров, а на конце трубной компоновки в качестве клапана установлено кольцевое седло для сбрасываемого с поверхности в колонну труб шара. Дополнительно расстояние между пакерами на трубной компоновке выполнено соответствующим для всех подлежащих обработке интервалов с пониженной проницаемостью с учетом степени кавернозности на их концах и диаметров ствола (патент РФ № 2247832, кл. Е21 В43/27, опубл. 10.03.2005).

Недостатком известного способа является невысокая нефтеотдача, особенно при разработке трещиноватых пластов с наличием поблизости водоносных пропластков. Прорыв воды приводит к снижению коэффициентов охвата и нефтеизвлечения.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах с водонефтяными зонами, включающий бурение вертикальных добывающих и нагнетательных скважин и скважин с горизонтальными участками, интенсификацию добычи нефти закачкой соляной кислоты, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. В извесном способе горизонтальные участки проводят по рядам вертикальных добывающих скважин, закачку кислоты производят последовательно в вертикальные скважины, по которым проведен горизонтальный участок, начиная от скважины, ближайшей к забою горизонтального участка, с созданием гидродинамической связи между вертикальной скважиной, в которую закачивают кислоту, и горизонтальным участком, по прошествии времени на реакцию кислоты отбирают продукты реакции из ствола скважины с горизонтальным участком, затем осуществляют отсечение части горизонтального участка с образованием гидродинамической связи между вертикальной скважиной, в которую закачивали кислоту, и соответствующей ей частью горизонтального участка (патент РФ № 2448240, кл. Е21 В43/00, опубл. 20.04.2012 - прототип).

Недостатком известного способа является невысокая нефтеотдача, особенно при разработке неоднородных пластов с нарушениями. 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 посредствам увеличения коэффициента охвата.

Задача решается тем, что в способе кислотной обработки нефтяного пласта, включающем проведение в открытом горизонтальном стволе скважины геофизических исследований по определению пересекаемых стволом в пласте нарушений (трещин, разломов, каверн), спуск в горизонтальный ствол на колонне труб фильтров с переменной плотностью перфорации, установку пакеров, закачку в горизонтальный ствол скважины кислоты, продавку кислоты, промывку скважины и пуск ее в работу, согласно изобретению один пакер устанавливают до открытого ствола между обсадной колонной и колонной труб, остальные пакеры - набухающие - в открытом стволе, которые размещают в местах пересечения стволом нарушений, причем для каждого нарушения подбирают пакер длиной, превышающей ширину нарушения, определяемую по геофизическим кривым, не менее чем в десять раз, в колонны труб закачивают с концентрацией 10-20% объем соляной кислоты из расчета 5-30 м3 на метр нефтенасыщенной толщины пласта под устьевым давлением Pу=(0,008…0,011)·H, МПа, где H - средняя глубина пласта, м, причем перфорационные отверстия фильтров выполняют круглыми с диаметром отверстий 5-10 мм, одинаковыми вдоль всего ствола, а плотность перфорации фильтров для каждого участка, образуемого между пакерами, а также между пакером и концом ствола, увеличивают линейно от нуля на периферии до максимального значения в центре, которую, в свою очередь, определяют через коэффициент гидродинамического совершенства исходя из соотношения:

k 1 h 1 Ln l 1 r c + С 1 = k 2 h 2 Ln l 2 r c + С 2 = ... = k n h n Ln l n r c + С n ,

где C1, C2, Cn - коэффициенты гидродинамического совершенства скважины по характеру вскрытия каждого n-го участка вдоль горизонтального ствола скважины;

l1, l2, ln - длина n-го участка, м; k1, k2, kn - средняя проницаемость n-го участка, м2; h1, h2, hn - средняя нефтенасыщенная толщина n-го участка, м; rc - радиус скважины, м.

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». Однако наличие в пласте различных нарушений и присутствие поблизости от нефтяного пласта водоносных пластов может привести к тому, что кислотная обработка окажется не эффективной. Существующие технические решения не в полной мере позволяют эффективно выполнить кислотную обработку в таких условиях. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи карбонатного пласта посредствам увеличения 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. На фиг. 2 представлены графики В.И.Щурова для определения значений коэффициентов гидродинамического совершенства скважин. Принятые обозначения: 1 - продуктивный нефтяной пласт, 2 - горизонтальная добывающая скважина, 3 - открытый горизонтальный ствол, 4, 5 - нарушения (трещины 4, каверны 5, разломы и пр.), 6 - колонна труб, 7 - фильтры с переменной плотностью перфорации, 8 - пакер для герметизации межтрубного пространства, 9 - обсадная колонна, 10 - набухающие пакера, 11 - «червоточины» от кислотной обработки, 12 - затрубное пространство, l1, l2, ln - длина n-го участка, k1, k2, kn - средняя проницаемость n-го участка, h1, h2, hn - средняя нефтенасыщенная толщина n-го участка, Z1, Z2 - ширина нарушений, S1, S2 - длины пакеров, С - коэффициент гидродинамического совершенства скважины по характеру вскрытия, n - число перфорационных отверстий на 1 м длины, D - диаметр фильтра, м; кривые 1-10 - отношение диаметра перфорационного канала к его длине соответственно от 0,01 до 0,1.

Способ реализуют следующим образом.

Участок нефтяной залежи, продуктивный пласт 1 (фиг. 1) которого представлен карбонатными отложениями, вскрыт горизонтальной добывающей скважиной 2 с открытым стволом 3 в продуктивной части пласта 1. Согласно геофизическим исследованиям вдоль горизонтального ствола 3 скважины 2 выделяют нарушения: трещины 4, каверны 5 и пр.

Горизонтальную скважину 2 глушат и на колонне труб 6 спускают фильтры 7 с переменной плотностью перфорации. Пакер 8 устанавливают до открытого ствола 3 между обсадной колонной 9 и колонной труб 6 для предотвращения попадания кислоты в межтрубное пространство. В открытом стволе 3 размещают в местах пересечения стволом 3 нарушений 4, 5 набухающие пакера 10. Причем для каждого нарушения подбирают пакер длиной Z, превышающей ширину нарушения S, определяемую по геофизическим кривым, не менее чем в десять раз. Согласно исследованиям это позволяет исключить попадание в ствол скважины воды в случае, если нарушения связаны с водоносными пластами. Очевидно, что пакера 10 имеют стандартный ряд размеров в зависимости от компании-производителя. Так, например, для пакеров фирмы ТАМ стандартный ряд длин уплотнения пакеров составляет в футах: 3' (0,9 м), 5' (1,5 м), 10' (3,1 м), 20' (6,1 м). Таким образом, в зависимости от ширины нарушения S подбирают пакер из данного ряда такой длины Z, чтобы Z ≥ 10·S. При этом в случае нарушений значительной ширины, например, если исследованиями выявили сеть крупных трещин, идущих параллельно с небольшим расстоянием между собой (0,1-0,5 м) и общей шириной S=1 м, в этом случае устанавливают последовательно два 20-футовых пакера 10 (длина Z составит 12,2 м). В основном же ширина одиночных протяженных трещин составляет миллиметры, поэтому 3-футовый пакер наиболее востребован.

Плотность перфорации n фильтров 7 для каждого участка, образуемого между пакерами 10, между пакером 8 и 10, а также между пакером 10 и концом ствола, увеличивают линейно от нуля на периферии до максимального значения в центре. Согласно исследованиям это позволяет свести к минимуму прорыв воды из трещин 4, каверн 5, разломов (при наличии в них воды) в ствол 3 скважины 2, тогда как одинаковая плотность перфорации в большинстве случаев приводит к тому, что «червоточины» 11 от кислотной обработки соединяются с нарушениями 4, 5.

Значение плотности перфорации n в центре каждого участка определяют, используя следующий подход. В общем случае для n-го участка пласта (или n-го фильтра), приняв его за точечный источник, при закачке кислоты можно по формуле Дюпюи записать:

q n = k n h n ΔP μ (Ln l n r c + С n ) , (1)

где qn - приемистость n-го участка пласта, м3/с;

kn - средняя проницаемость n-го участка, м2;

hn - средняя нефтенасыщенная толщина n-го участка, м;

∆Р - репрессия при закачке кислоты, Па;

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

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

ln - длина n-ого участка, м;

rc - 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:

k 1 h 1 ΔP μ (Ln l 1 r c + С 1 ) = k 2 h 2 ΔP μ ( Ln l 2 r c + С 2 ) = ... = k n h n ΔP μ ( Ln l n r c + С n )

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

k 1 h 1 Ln l 1 r c + С 1 = k 2 h 2 Ln l 2 r c + С 2 = ... = k n h n Ln l n r c + С n (2)

Далее задаются одинаковыми вдоль всего ствола перфорационными отверстиями фильтров с круглым сечением диаметром 5-10 мм. Согласно расчетам это позволяет оптимально проводить кислотную обработку. Если диаметр отверстий менее 5 мм, то последующий, после кислотной обработки, пуск скважины в работу приводит к забиванию отверстий механическими примесями. Если диаметр отверстий более 10 мм, то поток кислоты, при ее закачке, выходит из отверстий с низкой скоростью, что не позволяет «червоточинам» 11 проникать глубоко в пласт.

Для одного из участков (например, первого) принимают максимальную плотность перфорации в центре фильтра n1. Зная n1 и диаметр отверстий, по графикам В.И.Щурова (фиг. 2) определяют значение коэффициента гидродинамического совершенства по характеру вскрытия C1. По формуле (2) рассчитывают значения C2…Cn для каждого участка. Далее вновь по графикам В.И. Щурова определяют для каждого участка, зная C2…Cn и диаметр перфорационных отверстий, плотность перфораций n2…nn.

Так, например, получили для фильтров одного из участков максимальную плотность перфорации в центре nn=10 отв./м. Длина участка составляет, например, ln=100 м. Тогда, учитывая, что на периферии участка плотность перфорации равна нулю, уменьшение плотности перфорации на одно отверстие от центра к периферии должно происходить каждые ln/(2·nn)=100/(2·10)=5 м.

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

Далее компонуют колонны труб 6 фильтрами 7 с данными параметрами перфорации и пакерами 8, 10 и спускают в открытый ствол 3 скважины 2. Пакер 8 (например, механический) устанавливают и запакеровывают. Пакера 10, например, водонабухающие, под действием воды, содержащейся в жидкости, постепенно набухают, герметизируя затрубное пространство 12 в местах нарушений 4, 5.

В колонны труб 6 закачивают с концентрацией 10-20% объем соляной кислоты из расчета 5-30 м3 на метр нефтенасыщенной толщины пласта под устьевым давлением Pу=(0,008…0,011)·H, МПа, где H - средняя глубина пласта, м.

Значения коэффициентов (0,008…0,011) для расчета устьевого давления, а также удельный объем кислоты 5-30 м3/м получены по результатам практического опыта применения большеобъемных кислотных обработок. При данных значениях прирост коэффициента нефтеизвлечения после обработки максимален. Более высокие давления закачки приводят к гидроразрыву пласта, а меньшие давления - к невысокой скорости выхода кислоты из перфорационных отверстий и, соответственно, незначительному охвату пласта. Кроме того, низкие давления закачки приводят к длительности процесса обработки, что негативно сказывается на оборудовании скважины. Объемы кислоты менее 5 м3/м "работают" в основном лишь как очистители скважин, и охват пласта практически не повышают. Объемы кислоты более 30 м3/м приводят к тому, что «червоточины» достигают водоносных пластов и скважина обводняется. 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 колонны труб 6 с фильтрами 7. Соляная кислота, взаимодействуя с карбонатной породой, частично ее растворяет, образуя «червоточины» 11. Таким образом, продуктивность скважины возрастает, а переменная плотность перфорации минимизирует вероятность прорыва воды по нарушениям 4, 5 в ствол 3 скважины 2.

После проведения всех мероприятий скважину 2 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 посредством увеличения коэффициента охвата.

Примеры конкретного выполнения способа

Пример 1. Участок нефтяной залежи, продуктивный пласт 1 (фиг. 1) которого представлен карбонатными отложениями, вскрыт горизонтальной добывающей скважиной 2 с открытым горизонтальным стволом 3 длиной 310 м в продуктивной части пласта 1.

Пласт 1 имеет массивную структуру, толщиной 5-15 м, кровля залегает на глубине H=805 м, вязкость нефти в пластовых условиях 46 мПа·с, начальное пластовое давление 8,5 МПа, начальная нефтенасыщенность 0,785. Ниже продуктивного пласта 1 залегает прослой неколлектора толщиной 5 м, затем - водоносный пласт. До продуктивного пласта скважина 2 обсажена эксплуатационной (обсадной) колонной диаметром 168 мм. Горизонтальный ствол 3 пробурен долотом диаметром 140 мм.

Проводят расширенный комплекс геофизических исследований, где прибором MCI (скважинный микросканер) выделяют вдоль горизонтального ствола 3 скважины 2 два нарушения: трещину 4 и каверну 5. Таким образом, выделяют три участка, разделяемые нарушениями 4 и 5. Средняя проницаемость и средняя нефтенасыщенная толщина первого участка составляет соответственно k1=67 мД и h1=6 м, второго участка k2=52 мД, h2=11 м, третьего участка k3=72 мД, h3=8 м. Длины участков составляют l1=88,0 м, l2=96,0 м, l3=123,5 м

Горизонтальную скважину 2 глушат и на насосно-компрессорных трубах (НКТ) 6 спускают фильтры 7 с переменной плотностью перфорации. Диаметр НКТ и фильтров составляет 73 мм. Механический пакер 8 устанавливают до открытого ствола 3 между обсадной колонной 9 и колонной труб 6. В открытом стволе 3 размещают в местах пересечения стволом 3 нарушений 4, 5 водонабухающие пакера 10 фирмы ТАМ. Ширина трещины 4 составляет S1=0,1 см, ширина каверны 5 составляет S2=15 см. Тогда пакера 10 устанавливают соответственно длиной Z1=0,9 м (3') и Z2=1,5 м (5'). Наружный диаметр пакеров 10 подбирают в зависимости от диметра фильтра 7. Для трубы диаметром 73 мм соответствует, согласно данным производителя, пакер диаметром 102 мм. Увеличение объема пакера 10 после набухание до 2,5 раз позволяет надежно герметизировать затрубное пространство 12.

Задаются одинаковыми вдоль всего ствола перфорационными отверстиями фильтров 7 с круглым сечением диаметром 5 мм. Для первого участка принимают максимальную плотность перфорации в центре фильтра n1=20 отв./м. Зная n1 и диаметр отверстий, по графикам В.И. Щурова (фиг. 2) определяют значение коэффициента гидродинамического совершенства по характеру вскрытия C1=6.

По формуле (2) рассчитывают значения C2, C3:

С 2 = k 2 h 2 k 1 h 1 (Ln l 1 r c + С 1 ) Ln l 2 r c = 52 11 67 6 (Ln 88 0 ,073 + 6) Ln 96 0 ,073 = 11 ,5

С 3 = k 3 h 3 k 1 h 1 (Ln l 1 r c + С 1 ) Ln l 3 r c = 79 9 67 6 (Ln 88 0 ,073 + 6) Ln 123 ,5 0 ,073 = 15 ,7

Далее вновь по графикам В.И. Щурова определяют, зная C2, C3 и диаметр перфорационных отверстий 5 мм, для каждого участка плотность перфораций n2=11 отв./м и n3=8 отв./м.

Плотность перфорации n фильтров 7 для каждого участка, образуемого между пакерами 10, между пакером 8 и 10, а также между пакером 10 и концом ствола, увеличивают линейно от нуля на периферии до максимального значения в центре, т.е. соответственно до n1=20 отв./м, n2=11 отв./м и n3=8 отв./м. Так для первого участка увеличение плотности перфорации на одно отверстие должно происходить каждые l1/(2·n1)=88/(2·20)=2,2 м, второго участка - каждые l2/(2·n2)=96/(2·11)=4,4 м, третьего участка - каждые l3/(2·n3)=123,5/(2·8)=7,7 м.

Далее компонуют колонны труб 6 фильтрами 7 с данными параметрами перфорации и пакерами 8, 10 и производят спуск в открытый ствол скважины 2. Механический пакер 8 устанавливают и запакеровывают. Водонабухающие пакера 10 под действием воды, содержащейся в жидкости, постепенно набухают, герметизируя затрубное пространство 12 в местах нарушений 4, 5.

В колонны труб 6 закачивают с концентрацией 10% объем соляной кислоты из расчета 30 м3 на метр нефтенасыщенной толщины пласта под устьевым давлением Pу=0,008·H=0,008·805=6,44 МПа.

Продавку кислоты в пласт осуществляют нефтью в объеме, равном объему внутреннего пространства колонны труб 6 с фильтрами 7. Соляная кислота, взаимодействуя с карбонатной породой, частично ее растворяет, образуя «червоточины» 11. Это создает дополнительные каналы, повышает проницаемость коллектора. Таким образом, продуктивность скважины возрастает, а переменная плотность перфорации минимизирует вероятность прорыва воды по нарушениям 4, 5 в ствол 3 скважины 2.

После проведения всех мероприятий скважину 2 промывают от растворенных осадков нефтью и затем пускают в работу. Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка пласта.

Пример 2. Выполняют, как пример 1. Пласт залегает на глубине Н=1216 м. В колонны труб 6 закачивают с концентрацией 20% объем соляной кислоты из расчета 5 м3 на метр нефтенасыщенной толщины пласта под устьевым давлением Pу=0,011·H=0,011·1216=13,38 МПа.

В результате разработки, которую ограничили обводнением добывающей скважины до 98%, было добыто с участка 110,3 тыс т. нефти, коэффициент охвата составил 0,706 д.ед., коэффициент извлечения нефти (КИН) 0,394 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 87,1 тыс т. нефти, коэффициент охвата составил 0,557 д.ед., КИН 0,311 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу 0,083 д.ед.

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


Способ кислотной обработки нефтяного пласта, включающий проведение в открытом горизонтальном стволе скважины геофизических исследований по определению пересекаемых стволом в пласте нарушений - трещин, разломов, каверн, спуск в горизонтальный ствол на колонне труб фильтров с переменной плотностью перфорации, установку пакеров, закачку в горизонтальный ствол скважины кислоты, продавку кислоты, промывку скважины и пуск ее в работу, отличающийся тем, что один пакер устанавливают до открытого ствола между обсадной колонной и колонной труб, остальные пакеры - набухающие - в открытом стволе, которые размещают в местах пересечения стволом нарушений, причем для каждого нарушения подбирают пакер длиной, превышающей ширину нарушения, определяемую по геофизическим кривым, не менее чем в десять раз, в колонны труб закачивают с концентрацией 10-20% объем соляной кислоты из расчета 5-30 м3 на метр нефтенасыщенной толщины пласта под устьевым давлением Pу=(0,008…0,011)·H, МПа, где H - средняя глубина пласта, м, причем перфорационные отверстия фильтров выполняют круглыми с диаметром отверстий 5-10 мм, одинаковыми вдоль всего ствола, а плотность перфорации фильтров для каждого участка, образуемого между пакерами, а также между пакером и концом ствола, увеличивают линейно от нуля на периферии до максимального значения в центре, которую, в свою очередь, определяют через коэффициент гидродинамического совершенства, исходя из соотношения:
,
где C1, C2, Cn - коэффициенты гидродинамического совершенства скважины по характеру вскрытия каждого n-го участка вдоль горизонтального ствола скважины;
l1, l2, ln - длина n-го участка, м;
k1, k2, kn - средняя проницаемость n-го участка, м2;
h1, h2, hn - средняя нефтенасыщенная толщина n-го участка, м;
rc - радиус скважины, м.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - увеличение нефтеотдачи залежи.

Изобретение относится к технологии повышения продуктивности скважины. Технический результат - повышение эффективности большеобъемной селективной кислотной обработки (БСКО) карбонатных коллекторов.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для гидроразрыва пласта в карбонатных породах. Способ включает спуск в скважину в зону гидроразрыва колонны насосно-компрессорных труб, герметизацию заколонного пространства скважины пакером, осуществление гидроразрыва породы с образованием трещины закачкой газированной жидкости разрыва под давлением по колонне насосно-компрессорных труб с расклиниванием трещины, технологическую выдержку и последующее освоение скважины.

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.

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 относится к нефтедобыче. Технический результат - интенсификация добычи нефти из горизонтальной скважины, увеличение дебита нефти в 1,5-2 раза, снижение обводненности добываемой продукции на 30-50%. В способе поинтервальной кислотной обработки горизонтальной скважины, эксплуатирующей карбонатный коллектор, включающем спуск колонны труб в скважину, закачку по колонне труб в пласт кислотных составов, до начала обработки в горизонтальной скважине проводят геофизические исследования. Выделяют и разделяют интервалы горизонтальной скважины на две группы. В первую группу включают интервалы с проницаемостью от 40 до 70 мД и обводненностью добываемой продукции от 70 до 80%. Во вторую группу включают интервалы с проницаемостью от 5 до 39 мД и обводненностью добываемой продукции от 50 до 69%. Затем спускают в горизонтальную скважину заглушенную снизу колонну труб, оснащенную двумя пакерами с перфорированным патрубком между ними. Затем проводят последовательную обработку интервалов горизонтальной скважины, относящихся к первой группе, путем герметичного отсечения каждого интервала с последующей чередующейся закачкой в каждый интервал в три цикла временного блокирующего состава с расходом 6-12 м3/ч, в качестве которого используют обратную водонефтяную эмульсию с динамической вязкостью 120 мПа·с при 20°C, и кислотного состава с расходом 54-66 м3/ч. После обработки интервалов горизонтальной скважины, относящихся к первой группе, извлекают колонну труб из горизонтальной скважины, на устье горизонтальной скважины колонну труб выше перфорированного патрубка оснащают импульсным пульсатором жидкости и вновь спускают заглушенную снизу колонну труб, оснащенную двумя пакерами с перфорированным патрубком между ними, в горизонтальную скважину. Производят обработку интервалов горизонтальной скважины второй группы путем герметичного отсечения каждого интервала с последующей импульсной закачкой в каждый интервал самоотклоняющейся кислотной композиции на основе гелирующего агента с расходом 24-36 м3/ч. 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - выравнивание профиля притока добывающих скважин в неоднородных по проницаемости карбонатных пластах, создание новых флюидопроводящих каналов по всей перфорированной толщине пласта, восстановление коллекторских свойств призабойной зоны за счет ее очистки от кольматирующих твердых частиц. Способ кислотной обработки призабойной зоны карбонатного коллектора включает закачку кислотной композиции, содержащей, мас. %: неорганическую или органическую кислоту, или их смеси 9,0-24,0; цвиттерионное поверхностно-активное вещество - олеинамидопропилбетаин 1,0-10,0; гидрофобно-модифицированный полиуретановый полимер 0,05-3,0; воду остальное, причем закачку кислотной композиции проводят в одну стадию либо порциями с проведением выдержки между закачками. Кислотная композиция дополнительно может содержать анионное поверхностно-активное вещество в количестве 0,1-3,0 мас.%. Закачку указанной выше кислотной композиции могут чередовать с закачкой соляной кислоты 12-24%-ной концентрации. 2 з.п. ф-лы, 1 табл., 16 пр., 4 ил.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - увеличение проницаемости осушенной призабойной зоны пласта, повышение степени разглинизации призабойной зоны и повышение производительности скважин. Способ разглинизации призабойной зоны низкопроницаемого низкотемпературного терригенного пласта, расположенного вблизи многолетнемерзлых пород, включает последовательное закачивание через колонну насосно-компрессорных труб в призабойную зону заглинизированного низкопроницаемого низкотемпературного терригенного пласта метанола в объеме 1-2 м3 на 1 м перфорированной толщины, ортофосфорной кислоты 5-6%-ной концентрации с технологической выстойкой не более 0,5 ч. После закачивают аэрировано-диспергированный водный раствор перекиси водорода малой концентрации не более 10-15 мас.% в объеме 2-3 м3 на 1 м перфорированной толщины с продавливанием ортофосфорной кислоты в удаленную часть пласта. Затем снова закачивают и продавливают аэрировано-диспергированный водный раствор перекиси водорода в пласт с помощью газового конденсата с кратковременной технологической выстойкой не более 0,5-1,0 ч. Затем производят удаление и вынос оставшейся части аэрировано-диспергированного водного раствора перекиси водорода из пласта и скважины на поверхность. Затем осуществляют освоение скважины подачей в скважину инертного газа, например, азота, отрабатывают и вводят скважину в эксплуатацию. При этом закачивание аэрировано-диспергированного водного раствора перекиси водорода осуществляют импульсно-циклическим методом попеременным закачиванием водного раствора перекиси водорода и инертного газа, например, азота. 3 пр.

Изобретение относится к составам для обработки скважин для применения в нефтедобывающей области. Состав для обработки скважины, содержащий реагент для обработки скважины, адсорбированный на водонерастворимом адсорбенте, где состав получают осаждением реагента для обработки скважины из жидкости, при этом реагент для обработки скважины адсорбируют на водонерастворимом адсорбенте, и где реагент для обработки скважины осаждают в присутствии металлической соли. Жидкость для обработки скважин, содержащая указанный выше состав и жидкость-носитель. Способ обработки подземного пласта или ствола скважины, включающий введение в пласт или ствол скважины указанной выше жидкости для обработки скважины. Способ контролирования высвобождения реагента для обработки скважины в стволе скважины, включающий введение в ствол скважины указанного выше состава. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности обработки в средах с высоким значением рН. 4 н. и 34 з.п. ф-лы, 3 ил., 4 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к способам обработки призабойной зоны скважин. Технический результат - увеличение эффективности обработки за счет создания структурированного адсорбционного слоя поверхностно-активных веществ в пласте. Способ включает определение зависимости структуры адсорбционного слоя от концентрации неионогенного поверхностно-активного вещества. Концентрацию поверхностно-активного вещества в водном растворе неионогенного поверхностно-активного вещества принимают из условия образования «островкового» адсорбционного слоя на поверхности породы - чередующихся гидрофильных участков поверхности нефтяного коллектора и гидрофобных участков адсорбированных молекул поверхностно-активного вещества, обеспечивающих структурирование капель нефти в потоке. Осуществляют выбор скважины для проведения операции. Проводят контрольные замеры дебита, устьевых и забойных давлений. Исследуют скважины на установившихся и неустановившихся режимах. Осуществляют закачку кислотосодержащего раствора на забой скважины. Затем осуществляют удаление из скважины кислотосодержащего раствора промывкой скважины нефтью. Устанавливают пакерующее устройство в скважине. Производят дальнейшую последовательную закачку водоудаляющей композиции, водного раствора неионогенного поверхностно-активного вещества, продавочной жидкости в добывающую скважину. Осуществляют выдержку скважины и последующий отбор нефти через добывающие скважины. 1 пр., 5 табл., 6 ил.

Изобретение относится к способам разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами с применением гидравлического разрыва пласта. Способ включает бурение горизонтального ствола скважины в продуктивном пласте с цементированием обсадной колонны, спуск в горизонтальный ствол скважины на колонне труб перфоратора и выполнение перфорационных отверстий в горизонтальном стволе скважины, направленных азимутально вверх, спуск колонны труб с пакером в скважину, посадку пакера, закачку по колонне труб жидкости разрыва и формирование трещин гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины. Горизонтальный ствол скважины в продуктивном пласте бурят параллельно направлению максимального напряжения горных пород. Затем в горизонтальный ствол скважины на колонне гибких труб - ГТ спускают перфоратор и выполняют перфорационные отверстия в горизонтальном стволе скважины в один ряд, извлекают колонну ГТ с перфоратором из скважины, демонтируют перфоратор, после чего оснащают снизу колонну ГТ надувным пакером. Спускают колонну ГТ до забоя осевым перемещением колонны ГТ от устья к забою на расстояние 50 м со скоростью 0,5 м/мин и одновременной закачкой вязкого геля с плотностью, большей плотности воды, в объеме, обеспечивающем заполнение кислотным вязкоупругим составом, % мас.: гелеобразователь 12,0 22% соляная кислота (HCl) 22,5 пресная вода 65,5 нижней части сечения горизонтального ствола скважины на 2/3 диаметра горизонтального ствола. Сажают надувной пакер, производят ГРП закачкой загущенного кислотного состава, % мас.: гелеобразователь 12,0 22% соляная кислота (HCl) 68,0 пресная вода 20,0 с последующим заполнением гелированной жидкостью с деструктором перфорационных отверстий и верхней части сечения горизонтального ствола скважины на 1/3 диаметра горизонтального ствола. Производят распакеровку надувного пакера, далее производят ГРП в оставшейся части горизонтального ствола, для этого вышеописанные операции повторяют, начиная с осевого перемещения колонны ГТ от устья к забою до заполнения обработанного интервала гелированной жидкостью с деструктором. По окончании выполнения поинтервального ГРП производят освоение скважины свабированием, при этом вязкоупругий гель разжижается при контакте с пластовыми флюидами и деблокирует дренируемые участки горизонтального ствола скважины и извлекается из скважины. Технический результат заключается в повышении эффективности развития трещины, качества проведения ГРП, сокращении длительности проведения ГРП. 5 ил.

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и предназначено для теплового воздействия на призабойную зону, снижения вязкости скважинной жидкости перед приемом погружного насоса и для предупреждения образования асфальтено-парафино-гидратных отложений. Способ прогрева призабойной зоны скважины характеризуется тем, что в призабойную зону скважины в интервал перфорации на хвостовике из НКТ ниже скважинного погружного оборудования в зависимости от необходимой длины и мощности нагрева опускают один или несколько соединенных между собой скважинных электрических резистивных нагревателей. Производят управляемый прогрев околоскважинного пространства призабойной зоны и поступающей в скважину пластовой жидкости. Устройство для осуществления способа составлено из взаимосвязанных между собой скважинного нагревателя в виде регулируемых с поверхности нагревательных элементов и воздушной компрессионной камеры или узла гидрозащиты, с возможностью компенсации компрессионного воздействия нагретого теплоносителя. В устройство включены также внутренний датчик температуры и регулятор мощности, подаваемой на скважинный нагреватель, выполненный в виде тиристорного выпрямительного блока, управляемого соединенным с ним программируемым контроллером станции управления нагревом с основным показателем в виде температурных характеристик работы устройства. Техническим результатом является повышение эффективности теплового воздействия на околоскважинное пространство в районе установки скважинного нагревателя, увеличения притока жидкости из пласта и снижения вязкости скважинной жидкости перед приемным фильтром скважинного насоса. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов, вскрытых скважинами с открытыми горизонтальными стволами. Способ обработки продуктивного карбонатного пласта включает выделение интервалов обработки вскрытого скважиной с открытым горизонтальным стволом в нефтенасыщенных породах карбонатного пласта, спуск в интервал обработки пласта колонны труб с гидромониторной насадкой с радиально расположенными под углом 120° по образующей соплами с отверстиями, закачку кислоты в интервалы обработки пласта по колонне насосно-компрессорных труб порциями в режиме гидромониторного воздействия, чередуя порции кислоты с порциями песчано-водного раствора поверхностно-активного вещества, которым выполняют гидропескоструйное воздействие на интервалы обработок пласта. После выделения интервалов обработки в нефтенасыщенных породах карбонатного пласта вскрытого скважиной с открытым горизонтальным стволом на устье скважины колонну труб оснащают снизу-вверх: сферической воронкой, гидромониторной насадкой с посадочным седлом под сбрасываемый в колонну труб с устья скважины вымываемый запорный элемент, патрубком-центратором, при открытой затрубной задвижке на устье скважины колонну труб с промывкой технологической жидкостью и вращением спускают в скважину, устанавливают гидромониторную насадку напротив начала ближайшего к забою открытого горизонтального ствола скважины интервала обработки, с устья скважины сбрасывают вымываемый запорный элемент в колонну труб и технологической жидкостью доводят его до посадочного седла гидромониторной насадки, далее вращают колонну труб с устья скважины и производят закачку порции кислоты по колонне труб в режиме кислотного гидромониторного воздействия с образованием поперечной плоскости, затем прекращают вращение колонны труб с устья скважины и закачку кислоты по колонне труб и перемещают колонну труб от забоя к устью скважины на один метр в интервале обработке и в режиме кислотного гидромониторного воздействия образуют следующую поперечную полость как описано выше, после чего технологический процесс с образованием поперечных полостей повторяют через каждый метр в зависимости от длины интервала обработки в открытом горизонтальном стволе скважины, начиная с вращения колонны труб с устья скважины и заканчивая перемещением колонны труб от забоя к устью скважины на один метр в пределах интервала обработки открытого горизонтального ствола скважины, по окончанию создания последней поперечной полости в интервале обработки открытого горизонтального ствола, закрывают затрубную задвижку на устье скважины, не прерывая вращение колонны труб с устья скважины, производят закачку по колонне труб песчано-водного раствора поверхностно-активного вещества в режиме гидропескоструйного воздействия на поперечную плоскость, прекращают вращение колонны труб с устья скважины и закачку песчано-водного раствора поверхностно-активного вещества по колонне труб, затем перемещают колонну труб от устью к забою скважины на один метр, и в режиме гидропескоструйного воздействия обрабатывают следующую поперечную полость как описано выше, после чего технологический процесс повторяют в зависимости от количества поперечных полостей в интервале обработки, начиная с вращения колонны труб с устья скважины и заканчивая перемещением колонны труб от устью к забою скважины на один метр в пределах интервала обработки открытого горизонтального ствола скважины, аналогичным образом производят гидромониторную кислотную и гидропескоструйное песчано-водное раствором поверхностно-активного вещества воздействия на все оставшиеся интервалы обработки открытого горизонтального ствола, вымывают запорный элемент и остатки песчаной смеси из открытого горизонтального ствола скважины закачкой технологической жидкости в затрубное пространство с одновременным вращением и перемещением колонны труб в открытом горизонтальном стволе скважины от устья к забою, при этом перед наращиванием колонны труб производят промывку открытого горизонтального ствола скважины в объеме одного цикла с трех кратной проработкой на длину одной трубы до достижения шаровой воронкой забоя открытого горизонтального ствола скважины, после чего колонну труб извлекают на поверхность. Предлагаемый способ обработки продуктивного карбонатного пласта позволяет: - повысить эффективность кислотных обработок интервалов карбонатного пласта вскрытого открытым стволом горизонтальной скважины; - увеличить нефтеотдачу (дебит) карбонатного пласта; - исключить вероятность возникновения аварии в скважине, связанных с прихватом колонны труб; - сократить продолжительности обработки пласта. 5 ил. на 2 л.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - полное выравнивание профиля притока в добывающих скважинах и профиля приемистости в нагнетательных скважинах, изоляция водопритока, интенсификация добычи нефти и газа, возможность использования независимо от сезона года. В способе обработки призабойной зоны пласта порядок закачки композиций реагентов выдерживают следующий: первая оторочка алюмосодержащей жидкости, разведенной в воде при соотношении объемов 1:4; пресная вода; раствор гидролизованных в щелочи отходов волокна или тканей полиакрилонитрила; пресная вода; вторая оторочка алюмосодержащей жидкости; соляная кислота или алюмосодержащая жидкость, разведенная в воде при соотношении объемов 1:4 или 1:5, или 1:6. В качестве алюмосодержащей жидкости используют раствор хлористого алюминия - отход катализаторного производства при получении алкилбензолов или отход кумыльного производства, дополнительно содержащий полигликоли, карбамид, поверхностно-активное вещество АФ9-12 и ингибитор кислотный универсальный ИКУ-1. В качестве гидролизованных в щелочи отходов волокна или тканей полиакрилонитрила используется водо-полимерная композиция, дополнительно содержащая неионогенное поверхностно-активное вещество, например, АФ9-12, имеющая низкую температуру застывания от минус 25°C до минус 35°C и образующая большее количество тампонирующего материала в трещинно-поровом пространстве пласта. После закачивания первой оторочки алюмосодержащей жидкости делают перерыв и оставляют скважину в покое на 48-72 часа для гелеобразования. 3 з.п. ф-лы, 6 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции водопритока пластовых вод и направлено на повышение эффективности изоляции подошвенных вод при разработке нефтяных и газовых месторождений. Способ изоляции подошвенной воды включает перфорацию эксплуатационной колонны в интервале обводнившегося пласта, закачку углеводородной жидкости для удаления воды из призабойной зоны, солянокислотную обработку призабойной зоны для увеличения проницаемости, продавку в пласт водоизоляционной композиции с целью установки водоизоляционного экрана, докрепление экрана раствором микродур RU с сульфацеллом, в обводнившемся интервале установку цементного моста, испытание его на прочность и герметичность, промывку скважины и освоение пласта. Технический результат изобретения - повышение качества изоляции подошвенных вод, обеспечивающее снижение обводненности скважин при разработке нефтяных и газовых месторождений.
Наверх