Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта-коллектора газовой скважины



Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта-коллектора газовой скважины
Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта-коллектора газовой скважины
Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта-коллектора газовой скважины

Владельцы патента RU 2554656:

Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-Газпром ВНИИГАЗ" (RU)

Изобретение относится к газовой промышленности и, в частности, к способам повышения продуктивности эксплуатационных скважин подземных хранилищ газа и снижения водонасыщенности призабойной зоны пласта с использованием физико-химических методов воздействия на пласт-коллектор. Технический результат - снижение водонасыщенности призабойной зоны пласта и повышение продуктивности эксплуатационных газовых скважин при однократной обработке пласта-коллектора. Способ включает гидрофобизацию порового пространства пород призабойной зоны 0,5-25%-ным раствором полиметилгидридсилоксана в органической жидкости, содержащим катализатор его полимеризации. Упомянутый раствор продавливают вглубь пласта-коллектора газообразным агентом, выбранным из группы газов: азот, природный газ, выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания. Газообразный агент подают в скважину при давлении, превышающем значение давления пласта-коллектора не менее чем на 1,0 МПа. После окончания продавливания раствора осуществляют технологическую выдержку скважины в покое в течение по меньшей мере двух суток. 3 табл.

 

Изобретение относится к газовой промышленности, в частности, к способам повышения продуктивности эксплуатационных скважин подземных хранилищ газа (ПХГ) и снижения водонасыщенности призабойной зоны пласта с использованием физико-химических методов воздействия на пласт-коллектор.

Известен способ обработки призабойной зоны пласта-коллектора, предусматривающий закачку 0,06-0,36%-ного раствора полиметилгидросилоксана в органической жидкости-конденсате, который подают в призабойную зону пласта-коллектора (см. патент РФ №2230897, кл. Е21В4 3/22, 2004).

Недостаток известного способа состоит в том, что при его реализации на скважинах подземных хранилищ газа в режиме однократной обработки пласта-коллектора нельзя повысить продуктивность газовых скважин.

Проведенные патентные исследования показывают, что в патентно-информационных фондах ведущих стран мира отсутствуют технические решения, являющиеся наиболее близкими к предлагаемому способу обработки призабойной зоны продуктивного пласта-коллектора газовой скважины по достигаемому техническому результату.

Технический результат, на получение которого направлено предлагаемое изобретение, заключается в снижении водонасыщенности призабойной зоны пласта и повышении продуктивности эксплуатационных газовых скважин при однократной обработке пласта-коллектора.

Данный технический результат достигается за счет того, что способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта-коллектора газовой скважины включает гидрофобизацию порового пространства пород призабойной зоны 0,5-25%-ным раствором полиметилгидридсилоксана (ПМГС) в органической жидкости, например в спирте, нефтяном растворителе, эфире, содержащим катализатор его полимеризации, например органический амин, амид, металлоорганическое соединение, силан, причем раствор продавливают вглубь пласта-коллектора газообразным агентом, выбранным из группы газов: азот, природный газ, выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания, при этом газообразный агент подают в скважину при давлении, превышающем значение давления пласта-коллектора не менее чем на 1,0 МПа, а после окончания продавливания раствора осуществляют технологическую выдержку скважины в покое в течение по меньшей мере двух суток.

Сущность предлагаемого изобретения поясняется данными в Таблицах 1, 2 и 3. В Таблице 1 приведены значения продуктивности и производительности скважин до и после проведения гидрофобной обработки продуктивного пласта-коллектора Северо-Ставропольского ПХГ. В Таблице 2 показаны результаты определения влагопоглощения и краевого угла смачивания природных кернов после обработки гидрофобизирующим раствором. В Таблице 3 показаны результаты экспериментов на установке по исследованию проницаемости кернов при определении количества воды, протекшей через них за 8 мин.

Принцип предлагаемого технического решения заключается в том, что для обработки призабойной зоны продуктивного пласта-коллектора используется гидрофобизирующий состав, представляющий собой 0,5-25%-ный раствор полиметилгидридсилоксана (ПМГС), например органический амин, амид, металлоорганическое соединение, силан, и катализатора полимеризации ПМГС в органическом растворителе, например в спирте, нефтяном растворителе, эфире.

Указанный состав продавливают в призабойную зону пласта газом, не образующим взрывоопасную смесь с пластовым флюидом. При этом газ подают в скважину при давлении, превышающем значение давления продуктивного пласта-коллектора не менее чем на 1,0 МПа. В этом случае технологическую выдержку скважины в покое осуществляют в течение по меньшей мере двух суток.

Закачивание в газовую скважину указанного выше состава осуществляется с использованием стандартного оборудования, которое включает в себя цементировочный агрегат и компрессор, имеющий двигатель внутреннего сгорания. Необходимое для обработки скважины количество гидрофобизирующего состава, который представляет собой однородную прозрачную жидкость, помещают в емкость цементировочного агрегата непосредственно перед применением состава. Емкость перед этим предварительно очищают.

После этого данный состав закачивают насосом цементировочного агрегата в насосно-компрессорные трубы при закрытом затрубном пространстве. При этом давление в затрубном пространстве нельзя поднимать выше давления опрессовки эксплуатационной колонны. Затем состав продавливают в призабойную зону пласта газом, не образующим взрывоопасную смесь с пластовым флюидом, например газом из шлейфа (в период закачки газа в ПХГ) или выхлопными газами от двигателя внутреннего сгорания компрессора. Газ подают в скважину при давлении, превышающем значение давления продуктивного пласта-коллектора не менее чем на 1,0 МПа.

Далее скважину закрывают и выдерживают в состоянии покоя не менее 2 суток, затем проводят отработку скважины до чистого газа на факельную линию.

Так как для продавливания предлагаемого состава используются газы, а не газовый конденсат, то время обработки скважины сокращается, и уменьшается общее количество выбросов в окружающую среду.

Всего по данному методу выполнено более 20 обработок скважин гидрофобизирующим составом.

Рассмотрим пример реализации предлагаемого способа при проведении обработки продуктивного пласта-коллектора на Северо-Ставропольском ПХГ указанным гидрофобизирующим составом, имеющим значение концентрации ПМГС, равное 10,0%. Данные, полученные для данного значения концентрации ПМГС по разным скважинам, приведены в Таблице 1.

При проведении работ по способу производилось следующее:

1. Установка цементировочного агрегата под уклоном, для полного опорожнения мерника при откачке гидрофобизирующего состава, затем обвязка цементировочного агрегата в трубное пространство под закачку состава.

2. 3аливка в цементировочный агрегат готового к применению гидрофобизирующего состава и закачка его в трубное пространство цементировочным агрегатом при закрытом затрубном пространстве.

3. Продавка используемого гидрофобизирующего состава газом (в данном конкретном случае был использован газ из шлейфа).

4. Пуск скважины в закачку. После выравнивания давлений трубного (Ртр) и затрубного (Рзтр) пространств скважину на устье закрывают, закачку газа прекращают.

5. Выдержка применяемого гидрофобизирующего состава в призабойной зоне пласта-коллектора не менее двух суток.

6. Продувка до чистого газа на факельную линию с допустимой депрессией.

Успешное внедрение данного способа на скважинах Северо-Ставропольского ПХГ подтверждено положительными результатами, которые приведены в Таблице 1.

Как видно из Таблицы 1, производительность скважин значительно выросла после проведения обработки продуктивного пласта-коллектора по предлагаемому способу гидрофобизирующим составом, имеющим ПМГС с концентрацией, равной 10,0%, и катализатор его полимеризации.

Эффективность использования предлагаемого в способе состава была подтверждена лабораторными исследованиями, описание и результаты которых приведены ниже.

1. Определение краевых углов смачивания материала природного керна

Керны, отобранные из верхнемеловых отложений сеноманского яруса Северо-Каменномысского газоконденсатного месторождения, диаметром 30 мм и высотой 50 мм (коэффициент проницаемости по газу от 800 мД до 1100 мД, коэффициент пористости 29-33%) обрабатывали методом окунания на 30 секунд в гидрофобизирующий состав - 0,36%-ный раствор полиметилгидросилоксана согласно описанию, приведенному в патенте РФ №2230897, и в гидрофобизирующие составы по предлагаемому способу с различной концентрацией его основного компонента ПМГС соответственно 0,5%, 2,5%, 5,0%, 10,0% и 25,0%. После этого керны выдерживали (сушили) в естественных условиях в течение 7 суток. Предварительно гидрофобизирующую способность оценивали визуально, по эффекту несмачивания и скатывания капель воды с поверхности обработанного материала («эффект лотоса»). Далее при 25°C, в соответствии с ГОСТ 23904-79 «Пайка. Метод определения смачивания материалов припоями», определялся краевой угол смачивания (θ, град) водой поверхности образцов кернов до и после обработки указанными составами.

Следует указать, что необработанные керны характеризовались тем, что эффект лотоса на их поверхности не наблюдался, а влага мгновенно впитывалась поверхностью. Результаты проведенного исследования кернов на проявление эффекта лотоса после обработки различными гидрофобизирующими составами показаны в Таблице 2.

Полученные результаты показывают, что по сравнению с составом, описанным в патенте РФ №2230897, обработка кернов гидрофобизирующими составами с большей концентрацией ПМГС и содержащими катализатор полимеризации приводит к проявлению эффекта лотоса и заметному увеличению значения краевого угла смачивания, что свидетельствует об увеличении степени гидрофобности поверхности кернов в зависимости от величины концентрации ПМГС. Дальнейшее увеличение концентрации ПМГС в составе выше 25% масс. не приводит к заметному изменению гидрофобного эффекта, и дальнейшее увеличение концентрации может привести к удорожанию состава. Обработка кернов составом с концентрацией ПМГС менее 0,5% не приводит к появлению гидрофобного эффекта.

2. Определение влагопоглощения природных кернов

Ввиду того что природные керны достаточно быстро разрушаются под действием воды, их влагопоглощение определялось полным погружением в насыщенный раствор хлорида натрия.

Перед определением влагопоглощения керны обрабатывали гидрофобизирующими составами и сушили, как это описано выше при определении краевых углов смачивания материала керна. После 24 часов нахождения кернов в солевом растворе и на основании результатов взвешивания влагопоглощение (ВП, %) рассчитывали по формуле

ВП=((M1-M0) / M0)·100%,

где BП - значение величины влагопоглощения, %;

М0 - исходная масса сухого керна, г;

M1 - масса керна после нахождения в солевом растворе, г.

Следует отметить, что необработанный керн характеризуется тем, что значение влагопоглощения для него равняется ВП=20,1%. Результаты, полученные при обработке кернов предлагаемыми гидрофобизирующими составами по предлагаемому способу, приведены в Таблице 2. Данные показывают, что в зависимости от концентрации ПМГС влагопоглощение кернов составило 1,8-6%, что примерно в 2-6,7 раза ниже того случая, когда в качестве гидрофобизирующего состава используется состав, описанный в патенте РФ №2230897 (значение величины влагопоглощения ВП составило 12,2%). Обработка кернов предлагаемыми гидрофобизирующими составами по предлагаемому способу приводит к значительному снижению влагопоглощения кернов.

3. Определение проницаемости природных кернов по воде после их обработки указанным выше составом

Для проведения испытаний природные керны сеноманских залежей (см. приведенные выше данные) обрабатывали гидрофобизирующими составами методом окунания в составы на 30 секунд, затем керны выдерживали (сушили) в естественных условиях в течение 2 часов и в течение 24 часов непосредственно перед проведением испытаний. Испытанию также подвергли необработанные, исходные образцы керна. Для этого была использована установка по исследованию проницаемости керна (далее - УИПК) в соответствии с ГОСТ 26450.0-85 - ГОСТ 26450.2-85 «Породы горные. Методы определения коллекторских свойств».

Исследования проводились следующим образом. В кернодержатель помещали образцы кернов высотой 50 мм и диаметром 30 мм. После герметизации образцов через них пропускали воду при давлении 0,01 МПа. За определенное время - 8 минут отмечали количество вытекшей воды из нижнего выхода кернодержателя. Полученные при проведении данного исследования результаты сведены в Таблицу 3. Объемы воды, протекшей через исходные образцы керна без обработки, незначительно различаются. Это связано с погрешностью проведения эксперимента на УИПК (погрешность составляет ±0,5%).

Из Таблицы 3 видно, что наилучшие показатели (чем меньше количество вытекшей воды и соответственно меньше проницаемость керна по воде, тем сильнее гидрофобный эффект) имели образцы кернов, обработанные предлагаемыми составами и выдержанные более продолжительное время (в нашем случае - 24 часа) перед проведением испытаний по проницаемости. Это обусловлено тем, что после обработки кернов предлагаемыми составами необходимо время для окончательного формирования гидрофобного эффекта.

Таким образом, предлагаемое изобретение позволяет ограничить приток пластовых вод и повысить продуктивность газовых скважин при однократной обработке пласта-коллектора. При этом используется незначительный объем гидрофобизирующего состава и сокращается количество выбросов природного газа.

Кроме того, использование предлагаемого изобретения позволяет повысить дебит газовых скважин, увеличить фазовую проницаемость по газу призабойной зоны газового хранилища, придать породе призабойной зоны продуктивного пласта-коллектора на подземных хранилищах гидрофобные свойства, а также повысить экологическую и пожарную безопасность окружающей среды.

10

11

Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта-коллектора газовой скважины, включающий гидрофобизацию порового пространства пород призабойной зоны 0,5-25%-ным раствором полиметилгидридсилоксана в органической жидкости, содержащим катализатор его полимеризации, причем раствор продавливают вглубь пласта-коллектора газообразным агентом, выбранным из группы газов: азот, природный газ, выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания, при этом газообразный агент подают в скважину при давлении, превышающем значение давления пласта-коллектора не менее чем на 1,0 МПа, а после окончания продавливания раствора осуществляют технологическую выдержку скважины в покое в течение по меньшей мере двух суток.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и, в частности, к разработке нефтяных и газоконденсатных месторождений с применением вибровоздействия на пласт.

Группа изобретений относится к вторичным методам извлечения углеводородов из подземных пластов и, в частности, к методам гидроразрыва пласта без расклинивающего агента, а также к селективной закачке в отдельные подземные пласты.

Группа изобретений относится к топливно-энергетическому комплексу и может быть использована для добычи нефти и газа при разработке сланцевых нефтегазоносных залежей.

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и может найти применение при разработке газонефтяных залежей, где добыча нефти сопряжена с риском прорыва газа из газовой шапки.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано в технологии возврата попутного газа для поддержания пластового давления в продуктивном пласте.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многозабойными скважинами неоднородных терригенных или карбонатных продуктивных пластов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяных пластов. Технический результат - повышение темпов отбора нефти, равномерности выработки запасов и, как следствие, увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Технический результат - повышение эффективности способа за счет обеспечения оптимального режима закачки воды при заводнении и снижения расходов на добычу нефти.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для решения задач по восстановлению коллекторских свойств прискважинной зоны продуктивных пластов добывающих нефтегазовых скважин и вовлечению в разработку трудноизвлекаемых и нерентабельных запасов углеводородов, а также может быть использовано для декольматажа фильтров и прифильтровых зон гидрогеологических скважин.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов, вскрытых скважинами с открытыми горизонтальными стволами.

Изобретение в основном относится к способам добычи углеводородов из углеводородсодержащих пластов. Описан способ обработки пласта, содержащего сырую нефть, включающий стадии, в которых: (a) подают композицию для извлечения углеводородов по меньшей мере в часть пласта, причем композиция включает по меньшей мере два внутренних олефинсульфоната, выбранных из группы, состоящей из внутренних С15-18-олефинсульфонатов, внутренних С19-23-олефинсульфонатов, внутренних С20-24-олефинсульфонатов и внутренних С24-28-олефинсульфонатов, и по меньшей мере одно снижающее вязкость соединение, которое представляет собой изобутиловый спирт, этоксилированный С2-С12-спирт, 2-бутоксиэтанол, бутиловый простой эфир диэтиленгликоля или их смесь, и (b) обеспечивают композиции возможность взаимодействовать с углеводородами в пласте. Изобретение также относится к способу снижения вязкости композиции высокоактивного поверхностно-активного вещества и композиции для извлечения углеводородов. Результатом является создание более эффективного способа извлечения углеводородов из содержащего сырую нефть пласта. 3 н. и 11 з.п. ф-лы, 2 ил., 2 табл., 2 пр.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и предназначена для повышения нефтеотдачи продуктивных пластов. Способ возбуждения волнового поля на забое нагнетательной скважины заключается в том, что плоскую стесненную струю жидкости подают непрерывно из щелевого сопла на носик клина. При этом формируют область первичной генерации вихревых структур в зоне за кромкой соплового среза. Обеспечивают периодический срыв кольцевых вихревых структур с кромки соплового среза, их перемещение со струей и соударение с носиком клина. Генерируют возмущения давления при деформации и разрушении вихревых структур на носике клина. Осуществляют распространение периодических возмущений давления от носика клина во все стороны в виде упругих волн и их хаотическое отражение от окружающих стенок. Создают накачку энергией кратных вихревых структур за счет энергии упругих колебаний, достигающих область первичной генерации. Отклоняют струю жидкости на носике клина в один из двух расходящихся выпускных каналов. Разделяют струю на входе перед выпускным каналом и направляют струю частично в боковую камеру, сопряженную с кромкой сопла и выпускным каналом. Повышают в камере давление за счет поршневого эффекта подаваемой струи и отталкивают струю в противоположный выходной канал, созданным с двух ее сторон перепадом давления. Обеспечивают периодическое переключение направления струи жидкости между выпускными каналами. Выталкивают жидкость попеременно из расходящихся каналов в общий перфорированный выходной коллектор. Возбуждают поле упругих колебаний на забое нагнетающей скважины. При этом фокусируют упругие волны, отраженные от стенок каждой камеры, на сопряженной с ней кромке соплового среза. Техническим результатом является повышение эффективности преобразования кинетической энергии струи в колебательную энергию волнового поля. 2 н.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для интенсификации добычи углеводородов, в частности нефти или газоконденсата, в скважинах - повышения коэффициента их извлечения из продуктивного пласта за счет обработки призабойной зоны этого пласта, вскрытого скважинами, участвующими в разработке пласта. Технический результат - повышение коэффициента продуктивности и достижение начальной проницаемости призабойной зоны пласта в скважинах за счет раскрытия сети трещин в продуктивном пласте с преобладанием вертикальных трещин, повышения массообмена в зоне фильтрации и надежности очистки зоны фильтрации от продуктов техногенной кольматации. По способу осуществляют герметизацию устья скважины. Затем скважину консервируют путем помещения в ней жидкости, блокирующей приток флюида из продуктивного пласта. В скважине создают избыточное давление на начальной фазе, превышающее гидростатическое давление столба жидкости, действующего на продуктивный пласт, на заданную величину. Осуществляют дальнейшее повышение давления в скважине с созданием серии импульсов повышения давления в режиме резонансных колебаний с заданной частотой. Затем осуществляют замену блокирующей жидкости в скважине на рабочую жидкость с одновременным созданием в скважине серии импульсов повышения давления. Продавливают рабочую жидкость в продуктивный пласт с поддержанием режима импульсного воздействия на продуктивный пласт на другой частоте, отличной от ранее заданной, до дальнейшего повышения давления в продуктивном пласте на конечной фазе до установленной величины. После этого осуществляют резкое снижение давления в скважине сериями импульсов с обеспечением разрыва сплошности гидравлической среды в зоне продуктивного пласта. При этом интервалы времени между импульсами в операциях с повышением давления принимают отличными от интервалов времени между импульсами в операциях с понижением давления. 8 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при эксплуатации скважины с большим углом наклона эксплуатационной колонны. Технический результат - повышение надежности работы устройства в горизонтальной скважине и эффективности очистки добываемого продукта, увеличение межремонтного периода работы устройства, а также снижение его металлоемкости. Устройство включает колонну насосно-компрессорных труб с насосом, клапан, хвостовик. В составе колонны насосно-компрессорных труб ниже насоса в вертикальной части горизонтальной скважины размещен клапан. К клапану снизу присоединен хвостовик с фильтром. Клапан выполнен в виде муфты с конусным седлом и установленной в муфте двухступенчатой пробки из пластикового материала со сквозными окнами, выполненными на ее боковой поверхности. Верхняя ступень пробки герметично взаимодействует с муфтой. Между нижней ступенью двухступенчатой пробки и муфтой имеется кольцевой зазор. Нижний торец пробки выполнен в виде конуса и имеет возможность герметичного взаимодействия с конусным седлом муфты. Двухступенчатая пробка имеет возможность ограниченного осевого перемещения относительно муфты. Высота двухступенчатой пробки меньше расстояния от отверстия в муфте до торца нижней трубы колонны насосно-компрессорных труб. На концах трубы с отверстиями диаметром 6-7 мм жестко закреплены опоры. Между опорами на трубе напротив отверстий концентрично установлен фильтрующий элемент. Он выполнен из намотанной витками по спирали проволоки с зазором 1,0 мм между витками, соединенной с проволочными продольными стрингерами, образующими между трубой и фильтрующим элементом дренажные каналы. 4 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для разработки нефтяных залежей сообщаемыми через продуктивный пласт скважинами. Технический результат - повышение эффективности вытеснения нефти и увеличение объема добычи нефти за счет повышения охвата выработкой запасов по площади и разрезу. По способу осуществляют строительство по проектной сетке вертикальных скважин с забоем ниже уровня подошвы пласта с отбором продукции из вертикальных скважин. В этих скважинах проводят геолого-промысловые исследования для определения свойств пласта, добываемой продукции и критического давления пласта. Из вертикальной скважины осуществляют строительство горизонтальных скважин в направлении другой аналогичной вертикальной скважины и с изоляцией их до горизонтальной части и с забоем, располагаемым не более чем в 10 м от другой вертикальной скважины, с последующим гидроразрывом пласта для обеспечения сообщения между скважинами. При этом вертикальную скважину для отбора продукции оборудуют насосом, спускаемым на колонне труб ниже подошвы пласта и места сообщения с горизонтальными скважинами. Отбор продукции осуществляют с контролем гидродинамического уровня пласта. Из горизонтального ствола строят дополнительные восходящие стволы - более одного. Эти стволы бурят в разных направлениях с пересечением вертикальных и поперечных трещин. Расстояние между восходящими стволами принимают обратно пропорционально нефтенасыщенности на участке залежи. Угол наклона этих стволов уменьшают до 30° с увеличением нефтенасыщенной толщины. Бурят эти стволы, начиная со ствола, расположенного ближе к забою основного горизонтального ствола. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, представленных многопластовыми неоднородными по проницаемости коллекторами и неколлекторами. Способ заключается в том, что производят строительство многозабойной нагнетательной скважинной системы в виде горизонтального ствола, пробуренного в устойчивых горных породах на заданном расстоянии до кровли нижележащих нефтематеринских горных пород, из которого забурен ряд нисходящих боковых стволов, и многозабойной добывающей скважинной системы в виде горизонтального ствола, пробуренного в устойчивых горных породах на заданном расстоянии до подошвы вышележащих неустойчивых, склонных к катастрофическим обвало- и желобообразованиям, нефтематеринских горных пород, из которого забурен ряд восходящих боковых стволов. Причем восходящие боковые стволы многозабойной добывающей скважинной системы пробурены параллельно между нисходящими боковыми стволами нагнетательной скважинной системы. Затем производят перфорацию боковых стволов нагнетательной и добывающей скважинных систем в одной плоскости в интервалах, соответствующих расположению пропластков-неколлекторов, с последующим гидравлическим разрывом из боковых стволов и закачкой через нагнетательную скважинную систему в образованную систему трещин пропанта. После чего через нагнетательную скважинную систему закачивают кислородсодержащую смесь в пропластки-неколлекторы с созданием зоны окисления с повышенной температурой и осуществляют добычу нефти через скважинную добывающую систему из пропластков-неколлекторов. При этом восходящие боковые стволы многозабойной добывающей скважинной системы и нисходящие боковые стволы нагнетательной скважинной системы располагают друг от друга на расстоянии, не меньшем радиуса зоны полного потребления кислорода при нагнетании кислородсодержащей смеси. Технический результат заключается в повышении нефтеотдачи залежи. 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при эксплуатации скважины с большим углом наклона эксплуатационной колонны. Устройство для интенсификации работы горизонтальной скважины включает колонну насосно-компрессорных труб с штанговым глубинным насосом и хвостовиком, оснащенным на нижнем конце клапаном и фильтром, выполненным в виде трубы с отверстиями радиальной конической формы, обращенными большим диаметром конуса внутрь фильтра, и заглушенным сферической заглушкой снизу. При этом штанговый глубинный насос выполнен вставным. В качестве клапана использован клапан, состоящий из корпуса с седлом и внутренней цилиндрической выборкой, подвижной втулки с обратным клапаном. При этом наружная поверхность верхней части подвижной втулки с седлом корпуса образует клапанную пару, а подвижная втулка подпружинена основной пружиной относительно корпуса. При этом обратный клапан выполнен в виде клапана золотникового типа с радиальными отверстиями и заглушкой сверху. Обратный клапан размещен во внутренней полости подвижной втулки и подпружинен дополнительной пружиной относительно подвижной втулки. При этом при повышении давления жидкости снизу обратный клапан выполнен с возможностью осевого перемещения относительно подвижной втулки с сжатием дополнительной пружины и открытием радиальных отверстий обратного клапана. При повышении давления жидкости сверху обратный клапан выполнен с возможностью сжатия основной пружины и осевого перемещения совместно с подвижной втулкой относительно корпуса и перетока жидкости сверху вниз по внутренней цилиндрической выборке корпуса. Причем на концах трубы с отверстиями радиальной конической формы жестко закреплены опоры. Между опорами на трубе напротив отверстий концентрично установлен фильтрующий элемент из намотанной витками по спирали проволоки, соединенной с проволочными продольными стрингерами, образующими между трубой и фильтрующим элементом дренажные каналы. Техническим результатом является повышение эффективности очистки фильтром добываемого продукта, повышение межремонтного периода работы устройства, промывка клапана и фильтра в скважине. 6 ил.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, пласты которых представлены водонасыщенными и нефтенасыщенными зонами и предназначено для изоляции заколонных перетоков и водонасыщенных зон в скважинах, в том числе с горизонтальным стволом. Технический результат - повышение качества изоляции заколонных перетоков и водонасыщенных зон за счет отсечения нефтенасыщенной зоны с обеих сторон при минимальных затратах средств. По способу осуществляют разбуривание месторождения скважинами, пересекающими пласт с водонасыщенными и нефтенасыщенными зонами. Исследуют нефтеводонасыщенные зоны пласта и интервалы их залегания. Осуществляют спуск и крепление обсадной колонны с последующей перфорацией пласта в нефтенасыщенной зоне пласта. Последовательно, начиная со стороны забоя скважины, вырезают в обсадной колонне два участка - напротив начального и конечного интервала нефтенасыщеннной зоны. Участки вырезают от границ водонефтяного контакта равными интервалами в водонасыщенной и нефтенасыщенной зонах. Последовательно, начиная со стороны забоя скважины, расширяют вырезанные участки обсадной колонны скважины раздвижным расширителем со шламоуловителем. Извлекают из скважины компоновку для расширения вырезанных участков обсадной колонны. Затем на устье скважины снизу вверх собирают компоновку, состоящую из водонефтенабухающего пакера, собранного из водонабухающего патрубка длиной, равной длине вырезанного интервала обсадной колонны в водонасыщенной зоне пласта и нефтенабухающего патрубка длиной, равной длине вырезанного интервала обсадной колонны в нефтенасыщенной зоне пласта, трубы и глухого разбуриваемого пакера. Спускают компоновку в скважину и устанавливают водонефтенабухающий пакер напротив ближайшего к забою вырезанного участка обсадной колонны. Производят посадку глухого разбуриваемого пакера в обсадной колонне и извлекают колонну труб с посадочным инструментом из скважины. Затем на устье скважины снизу вверх собирают компоновку, состоящую из водонефтенабухающего пакера, собранного из нефтенабухающего патрубка длиной, равной длине вырезанного интервала обсадной колонны в нефтенасыщенной зоне пласта и водонабухающего патрубка длиной, равной длине вырезанного интервала обсадной колонны в водонасыщенной зоне пласта, трубы и проходного разбуриваемого пакера. Спускают компоновку в скважину и устанавливают водонефтенабухающий пакер напротив вырезанного участка обсадной колонны. Производят посадку проходного разбуриваемого пакера в обсадной колонне и извлекают колонну труб с посадочным инструментом из скважины. Оставляют водонефтенабухающие пакера на технологическую выдержку в течение 14 суток для изоляции вырезанных участков обсадной колонны скважины. 4 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение для увеличения нефтеотдачи залежи, вскрытой горизонтальной скважиной. Технический результат - повышение качества изоляции обводнившихся интервалов. По способу осуществляют эксплуатацию скважины до обводнения добываемой продукции. Спускают в горизонтальный ствол колонну труб. Осуществляют крепление колонны труб в горизонтальном стволе скважины закачкой цементного раствора. Осуществляют очистку внутреннего пространства колонны труб от остатков цементного раствора. Проводят геофизические исследования и определяют в залежи нефтенасыщенные интервалы, вскрытые горизонтальным стволом скважины. Осуществляют последовательную перфорацию нефтенасыщенных интервалов от дальнего конца горизонтального ствола к устью. Отбирают нефть до обводнения интервала. Осуществляют изоляцию обводнившегося интервала и продолжение отбора нефти из последующего интервала. При этом для изоляции перфорированного обводнившегося интервала вырезают участок колонны труб в горизонтальном стволе со стороны устья относительно обводнившегося интервала. Производят очистку вырезанного участка колонны труб от остатков разрушенного цементного камня. Затем на устье скважины снизу вверх собирают компоновку, состоящую из заглушки, водонабухающего пакера, патрубка и разбуриваемого пакера с посадочным инструментом. Спускают собранную компоновку на технологической колонне труб в горизонтальный ствол до размещения водонабухающего пакера напротив вырезанного участка колонны труб. Производят посадку разбуриваемого пакера в колонне труб и извлекают технологическую колонну труб с посадочным инструментом из скважины. После этого перфорируют следующий нефтенасыщенный интервал и продолжают отбор нефти до обводнения. Затем вышеописанные операции повторяют, начиная с вырезания участка в колонне труб горизонтального участка скважины и заканчивая извлечением технологической колонну труб с посадочным инструментом из скважины. 4 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов с открытым горизонтальным стволом. Технический результат - повышение эффективности способа. По способу после выделения интервалов обработки в нефтенасыщенных породах карбонатного пласта на устье скважины колонну труб оснащают воронкой с посадочным седлом под запорный элемент, гидромониторной насадкой, патрубком-центратором, фильтром. Внутри фильтра срезным винтом зафиксирована втулка, герметично перекрывающая изнутри отверстия фильтра. При открытой затрубной задвижке на устье скважины колонну труб с промывкой технологической жидкостью и вращением спускают в скважину. Устанавливают гидромониторную насадку напротив интервала обработки открытого горизонтального ствола. Сбрасывают запорный элемент на посадочное седла сферической воронки. Начинают осевое перемещение колонны труб от устью к забою. При этом периодически в интервалах обработок порциями производят закачку кислоты по колонне труб в режиме гидромониторного воздействия. При достижении сферической воронкой забоя открытого горизонтального ствола закрывают затрубную задвижку на устье скважины. Производят осевое перемещение колонны труб от забою к устью. Производят закачку по колонне труб песчано-водного раствора поверхностно-активного вещества в режиме гидропескоструйного воздействия. Поворачивают колонну труб на 180° и вышеописанный технологический процесс повторяют, начиная с открытия затрубной задвижки на устье скважины и осевого перемещения колонны труб от устью к забою и заканчивая достижением гидромониторной насадкой конца ближайшего к устью скважины интервала обработки. Затем по колонне труб технологической жидкостью проталкивают пробку с разрушением срезного винта и смещением втулки внутрь патрубка с открытием отверстий фильтра и герметичным отсечением гидромониторной насадки. Вымывают остатки песчаной смеси из открытого горизонтального ствола скважины закачкой технологической жидкости в колонну труб с вращением и перемещением колонны труб в открытом горизонтальном стволе скважины от устья к забою. Перед наращиванием колонны труб производят промывку открытого горизонтального ствола скважины в объеме одного цикла с трёхкратной проработкой на длину одной трубы до достижения воронкой забоя открытого горизонтального ствола скважины. Затем колонну труб извлекают на поверхность. 5 ил.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2015-06-27 2015-06-27T02:40:55
Наверх