Способ поинтервальной кислотной обработки горизонтальной скважины, эксплуатирующей карбонатный коллектор

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 нефтедобыче и может быть использовано для интенсификации добычи нефти и снижения обводненности горизонтальной скважины, эксплуатирующей карбонатный коллектор, путем проведения поинтервальных обработок ствола скважины, в том числе и в открытом стволе.

Известен способ кислотной обработки нефтяного пласта (патент RU №2082880, МПК E21B 43/27, опубл. 27.06.1997 г.), вскрытого скважиной с горизонтальным стволом, включающий спуск колонны труб до забоя, закачку по ним кислоты и продавку ее в пласт, перед закачкой кислоты горизонтальный участок ствола заполняют вязкой инертной к кислоте жидкостью, а кислоту закачивают в обрабатываемый интервал горизонтального ствола для замещения ей указанной жидкости, плотность кислоты должна быть равной плотности вязкой инертной к кислоте жидкости или отличаться не более чем на 5%.

Недостатки данного способа:

- во-первых, способ не позволяет надежно изолировать высокопроницаемые участки горизонтального ствола скважины на время проведения кислотной обработки низкопроницаемых интервалов;

- во-вторых, при образовании водонефтяных или кислотонефтяных эмульсий практически необратимо кольматируется поровое пространство не только водонасыщенной, но и нефтенасыщенной части продуктивного пласта.

Также известен способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтальных скважин (патент RU №2144616, МПК E21B 43/27, опубл. 20.01.2000 г.), включающий закачку нефтяной эмульсии и раствора кислоты. Закачку нефтяной эмульсии производят по всему обрабатываемому профилю горизонтального ствола, закачку раствора кислоты производят за время, обеспечивающее растворение продуктивного пласта в обрабатываемой зоне по расчетному выражению, а отключение обработанных интервалов производят нефтекислотными эмульсиями после каждого кислотного воздействия, последовательно увеличивая при этом вязкость нефтекислотной эмульсии и уменьшая ее стабильность по мере продвижения обрабатываемого интервала от забоя скважины к месту входа ее в продуктивный пласт.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, малая эффективность отключения (отсечения) обработанных интервалов;

- во-вторых, малая эффективность кислотной обработки в неоднородном коллекторе, вскрытом горизонтальным стволом.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ поинтервальной кислотной обработки призабойной зоны горизонтальных скважин (патент RU №2208147, МПК E21B 43/27, опубл. 10.07.2003 г.), включающий спуск колонны труб в скважину, закачку по колонне труб в пласт тампонирующего состава на основе углеводородной эмульсии и последующую закачку кислоты, имеющей равную плотность с плотностью тампонирующего состава или отличающуюся не более чем на 5%, в качестве тампонирующего состава на основе углеводородной эмульсии используют состав, содержащий углеводородную жидкость, щелочной эмульгатор на основе оксиэтилированных этанолов или оксиэтилированных гликолей, крахмал, гидроксид щелочного металла, водорастворимый борат щелочного металла и минерализованную хлоридом калия и/или натрия воду, причем в качестве углеводородной жидкости используется, например, нефть или трансформаторное масло.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, сложный технологический процесс осуществления способа, связанный с необходимостью замера плотности закачиваемой в скважину кислоты, имеющей равную плотность с плотностью тампонирующего состава или отличающуюся не более чем на 5%;

- во-вторых, малая эффективность кислотной обработки в неоднородном коллекторе, вскрытом горизонтальным стволом скважины;

- в-третьих, отсутствие учета проницаемости коллектора карбонатного пласта, вскрытого горизонтальным стволом, а также расхода кислотных составов при их закачке в пласт в процессе реализации способа;

- в-четвертых, низкое качество кислотной обработки горизонтального ствола скважины вследствие отсутствия герметичного отсечения обрабатываемых интервалов в горизонтальном стволе скважины.

Техническими задачами предложения являются повышение эффективности поинтервальной обработки горизонтальной скважины путем синергии результатов обработок, отличающихся по проницаемости карбонатного коллектора и обводненности добываемой продукции из интервалов ствола горизонтальной скважины, за счет обработки интервалов ствола горизонтальной скважины в определенной последовательности индивидуально подобранными составами, закачиваемыми с оптимальным расходом, снижение обводненности продукции скважины, увеличение дебита.

Поставленные задачи решаются способом поинтервальной кислотной обработки горизонтальной скважины, эксплуатирующей карбонатный коллектор, включающим спуск колонны труб в скважину, закачку по колонне труб в пласт кислотных составов.

Новым является то, что до начала обработки в горизонтальной скважине проводят геофизические исследования, выделяют и разделяют интервалы горизонтальной скважины на две группы, причем в первую группу включают интервалы с проницаемостью от 40 до 70 мД и обводненностью добываемой продукции от 70 до 80%, а во вторую группу включают интервалы с проницаемостью от 39 до 5 мД и обводненностью добываемой продукции от 69 до 50%, после чего 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.

Суть предлагаемого способа.

В предлагаемом способе применяется чередующаяся циклическая закачка блокирующего состава, в качестве которого используют обратную водонефтяную эмульсию, и кислотного состава, которая ограничивается высокой вязкостью блокирующего состава, причем, с одной стороны, высокая вязкость обратной водонефтяной эмульсии позволяет эффективно обработать карбонатный коллектор с проницаемостью от 40 до 70 мД и обводненностью добываемой продукции от 70 до 80% за счет глубокого проникновения обратной водонефтяной эмульсии в поры такого карбонатного коллектора, с другой стороны, высокая вязкость обратной водонефтяной эмульсии и возникающее при этом высокое фильтрационное сопротивление не позволяют обработать карбонатный коллектор с интервалами проницаемостью от 40 до 5 мД и обводненностью добываемой продукции от 69 до 50%, поскольку давление продавки обратной водонефтяной эмульсии в пласт не должно превышать давление гидроразрыва карбонатного пласта.

Для эффективной обработки интервалов горизонтальной скважины, эксплуатирующей карбонатный коллектор с проницаемостью от 39 до 5 мД и обводненностью добываемой продукции от 69 до 50%, используют самоотклоняющую кислотную композицию на основе гелирующего агента, что, с одной стороны, исключает кольматирование порового пространства карбонатного коллектора, а с другой, имеет вязкость ниже вязкости обратной водонефтяной эмульсии, что позволяет эффективно обрабатывать карбонатный коллектор с низкой проницаемостью (от 39 до 5 мД) и обводненностью (от 69 до 50%), а закачка самоотклоняющейся кислотной композиции на основе гелирующего агента в импульсном режиме обеспечивает глубокое проникновение в поры карбонатного коллектора, вследствие чего в карбонатном коллекторе образуются множественные каверны и сквозные каналы растворения.

При реализации способа в качестве блокирующего состава используют обратную водонефтяную эмульсию, приведенную, например, в способе изоляции водопритоков в нефтедобывающей скважине (патент RU №2114990, МПК E21B 43/32, опубл. 10.07.1998 г.), эмульсия содержит 35% об. - нефти, 63% об. - пластовой девонской воды, 2% об. - эмультала или в способе изоляции зон водопритока в скважине (патент RU №2283422, МПК E21B 33/138, опубл. 10.09.2006 г.), эмульсия содержит товарную нефть, кремнийорганическую жидкость и воду в объемном соотношении 76:4:20 соответственно.

В качестве кислотного состава, например, используют поверхностно-активный кислотный состав, % :

соляная кислота HCL (22-24%-ный водный раствор,
товарная форма) 90
ПАВ (МЛ-81Б, ФЛЭК и др.) 2
кубовые остатки бутиловых спиртов или
изопропиловый спирт 3
деэмульгатор водорастворимый 2
уксусная кислота не менее 80%-ной концентрации 3

В качестве самоотклоняющейся кислотной композиции на основе гелирующего агента применяют самоотклоняющийся кислотный состав с поверхностно-активными веществами, представляющими собой раствор соляной кислоты с поверхностно-активными веществами и добавками на основе гелирующего агента сурфогель.

Например, используют кислотную систему на основе вязкоупругих поверхностно-активных веществ, имеющую следующий состав: 12% - HCl, 6% - Сурфогель, 0,5% - Акватек 50 Стандарт или: 12% - HCl, 6% - Сурфогель, 0,4% - Солинг (см. табл.4, стр.542 «Самоотклоняющиеся кислотные системы на основе вязкоупругих ПАВ: эксперимент и модель» авторы Пестриков А.В., ОАО «НК «Роснефть», г. Москва, Российская Федерация, Политов М.Е. ООО «РН-УфаНИПИнефть», г. Уфа, Российская Федерация. Электронный научный журнал. - Нефтегазовое дело. - 2013. - №4. - С.529-562).

На фиг.1, 2 и 3 изображена схема реализации предлагаемого способа.

Способ поинтервальной обработки горизонтальной скважины 1 (см. фиг.1), эксплуатирующей карбонатный коллектор, реализуют следующим образом.

До начала обработки горизонтальной скважины 1 проводят геофизические исследования. При проведении геофизических исследований используют колтюбинговую установку, оборудованную безмуфтовой длинномерной трубой с запасованным геофизическим кабелем, и прибор АГАТ-КГ-42-6В или АГАТ-КСА-К9. По результатам исследования ствола горизонтальной скважины 1 выделяют и разделяют интервалы горизонтальной скважины 1 на две группы.

В первую группу включают интервалы:

- 2′ длиной 32 м, проницаемостью 40 мД и обводненностью добываемой продукции 70%;

- 2″ длиной 28 м, проницаемостью 55 мД и обводненностью добываемой продукции 80%;

- 2″′ длиной 44 м, проницаемостью 70 мД и обводненностью добываемой продукции 90%.

Во вторую группу включают интервалы:

- 3′ длиной 45 м, проницаемостью 39 мД и обводненностью добываемой продукции 69%.

- 3″ длиной 30 м, проницаемостью 20 мД и обводненностью добываемой продукции 60%.

- 3″′ длиной 40 м, проницаемостью 5 мД и обводненностью добываемой продукции 50%.

С целью оптимизации выработки запасов нефти из интервалов 2′, 2″, 2″′ первой группы и из интервалов 3′, 3″, 3″′ второй группы, отличающихся по проницаемости коллектора, обводненности добываемой продукции, проводят их обработку в оптимальной последовательности индивидуально подобранными составами с отсечением каждого обрабатываемого интервала от остальной части ствола скважины с использованием заглушенной снизу заглушкой 4 колонны труб 5, оснащенной пакерами 6 и 7 и перфорированным патрубком 8, установленным в составе колонны труб 5 между пакерами 6 и 7.

В процессе реализации способа для снижения вероятности прорыва воды в ранее не обводненные интервалы горизонтальной скважины 1 первыми обрабатывают интервалы горизонтальной скважины первой группы (с проницаемостью от 40 до 70 мД и обводненностью добываемой продукции от 70 до 80%).

В горизонтальную скважину 1 спускают заглушенную снизу заглушкой 4 колонну труб 5, оснащенную двумя пакерами 6 и 7 соответственно с перфорированным патрубком 8 между ними. Суммарная площадь перфорированных отверстий патрубка 8 должна быть равной или большей внутренней площади поперечного сечения колонны труб 5 с целью исключения создания дополнительных гидравлических сопротивлений и ограничения расхода закачки.

Проводят последовательную обработку интервалов 2′, 2″, 2″′ горизонтальной скважины 1, относящихся к первой группе, путем герметичного отсечения каждого интервала 2′, 2″, 2″′ от ствола горизонтальной скважины 1 с последующей чередующейся закачкой в каждый интервал в три цикла временного блокирующего состава с расходом 6-12 м3/ч, в качестве которой используют обратную водонефтяную эмульсию с динамической вязкостью 120 мПа·с при 20°C и кислотного состава с расходом 54-66 м3/ч. Опытным путем установлено, что динамическая вязкость обратной водонефтяной эмульсии, равная 120 мПа·с при 20°C, обеспечивает равномерную блокировку водонасыщенных зон пласта.

Объем закачиваемых составов определяют из опыта промысловых работ, исходя из расчета 1,5 м3 на 1 м длины каждого из интервалов 2′, 2″, 2″′.

Таким образом:

- в интервал 2′ длиной 32 м необходимо закачать: V1=32 м·1,5 м3/м=48 м3;

- в интервал 2″ длиной 26 м необходимо закачать: V2=28 м·1,5 м3/м=42 м3;

- в интервал 2″′ длиной 43 м необходимо закачать: V3=44 м·1,5 м3/м=66 м3.

Сначала производят герметичное отсечение интервала 2′ длиной 32 м от ствола горизонтальной скважины 1 (см. фиг.2) путем посадки пакеров 6 и 7, спущенных в горизонтальную скважину на колонне труб 5.

Далее в интервал 2′ по колонне труб 5 через перфорированный патрубок 8 производят чередующуюся закачку в три цикла: по 48 м3/3=16 м3 в каждом цикле с расходом 6 м3/ч блокирующего состава и по 48 м3/3=16 м3 в каждом цикле с расходом 54 м3/ч кислотного состава.

По окончании чередующейся циклической закачки в интервал 2′ всего объема (48 м3 блокирующего состава и 48 м3 кислотного состава) скважину оставляют на время реагирования кислоты с породой, например 4 ч, после чего распакеровывают пакеры 6 и 7 и перемещают колонну труб 5 в следующий интервал 2″ первой группы.

Производят герметичное отсечение интервала 2″ длиной 28 м от ствола горизонтальной скважины 1 путем посадки пакеров 6 и 7, спущенных в горизонтальную скважину на колонне труб 5. Далее в интервал 2″ производят чередующуюся закачку в три цикла: по 42 м3/3=14 м3 в каждом цикле с расходом 9 м3/ч блокирующего состава и по 42 м3/3=14 м3 в каждом цикле с расходом 60 м3/ч кислотного состава.

По окончании чередующейся циклической закачки в пласт всего объема (42 м3 кислотного состава и 42 м3 блокирующего состава) скважину оставляют на время реагирования кислоты с породой, например 4 ч, после чего распакеровывают пакеры 6 и 7 и перемещают колонну труб 5 в следующий интервал 2″′ первой группы.

Производят герметичное отсечение интервала 2″′ длиной 44 м от ствола горизонтальной скважины 1 путем посадки пакеров 6 и 7, спущенных в горизонтальную скважину на колонне труб 5.

Далее в интервал 2″′ производят чередующуюся закачку в три цикла: по 66 м3/3=22 м3 в каждом цикле с расходом 12 м3/ч блокирующего состава и по 66 м3/3=22 м3 в каждом цикле с расходом 66 м3/ч кислотного состава.

По окончании чередующейся циклической закачки в пласт всего объема (66 м3 кислотного состава и 66 м3 блокирующего состава) скважину оставляют на время реагирования кислоты с породой, например 4 ч, после чего распакеровывают пакеры 6 и 7 и извлекают колонну труб 5 из горизонтальной скважины 1.

Закачиваемый блокирующий состав (обратная водонефтяная эмульсия) по трещинам в пласте продвигается в зоны пласта (карбонатный коллектор), содержащие как нефть, так и воду. Закачивание блокирующего состава с расходом 6-12 м3/ч обеспечивает продвижение эмульсии преимущественно в трещины, содержащие воду. При контактировании с водой вязкость обратной водонефтяной эмульсии увеличивается, что обеспечивает блокирование водонасыщенных зон пласта вследствие того, что обратная водонефтяная эмульсия обладает водоизолирующими свойствами.

При попадании блокирующего состава в нефтенасыщенные зоны вязкость обратной водонефтяной эмульсии снижается, и условия для притока нефти сохраняются. Кислотный состав, который закачивается в пласт за блокирующим составом, обладает свойством стимулирования притока нефти, поэтому закачиваемый кислотный состав, основным компонентом которого является кислота, продвигается по трещинам в зоны пласта, содержащие как нефть, так и воду. Трещины, сообщающиеся с зонами пласта, содержащими воду, заблокированы обратной водонефтяной эмульсией, и не могут обеспечить прохождение всего объема кислоты, закачиваемого с расходом 54-66 м3/ч, поэтому часть кислоты перенаправляется в нефтенасыщенные зоны пласта. Закачиваемая кислота создает в нефтенасыщенных зонах пласта каналы (червоточины). Таким образом стимулируется приток нефти.

На устье скважины колонну труб 5 выше перфорированного патрубка 8 оснащают импульсным пульсатором жидкости 9. В качестве импульсного пульсатора жидкости 9 может быть применено устройство для импульсной закачки жидкости в пласт, описанное в патентах на изобретения RU №2400615, МПК E21B 28/00, опубл. в бюл. №27 от 27.09.2010 г., или RU №2241825, МПК E21B 43/18, опубл. в бюл. №34 от 10.12.2004 г.

Вновь спускают в горизонтальную скважину 1 заглушенную снизу заглушкой 4 колонну труб 5, оснащенную двумя пакерами 6 и 7 с перфорированным патрубком 8 между ними. Производят обработку интервалов 3′, 3″, 3″′ (см. фиг.3) горизонтальной скважины 1, относящихся ко второй группе, путем герметичного отсечения каждого интервала 3′, 3″, 3″′ от ствола горизонтальной скважины 1 с последующей импульсной закачкой в него с расходом 24-36 м3/ч самоотклоняющейся кислотной композиции на основе гелирующего агента.

Сначала из опыта промысловых работ определяют объем закачиваемых составов, исходя из расчета 1,5 м3 на 1 м длины ствола скважины.

Таким образом:

- в интервал 3′ длиной 32 м необходимо закачать: V1=45 м·1,5 м3/м=67,5 м3;

- в интервал 3″ длиной 26 м необходимо закачать: V2=30 м·1,5 м3/м=45 м3;

- в интервал 3″′ длиной 43 м необходимо закачать: V3=40 м·1,5 м3/м=60 м3.

Далее производят герметичное отсечение интервала 3′ длиной 45 м от ствола горизонтальной скважины 1 путем посадки пакеров 6 и 7, спущенных в горизонтальную скважину на колонне труб 5.

В интервал 3′ по колонне труб 5 с расходом 24 м3/ч производят импульсную закачку самоотклоняющейся кислотной композиции на основе гелирующего агента в объеме 67,5 м3.

По окончании импульсной закачки в пласт всего объема (67,5 м3 самоотклоняющейся кислотной композиции на основе гелирующего агента) скважину 1 оставляют на время реагирования кислоты с породой, например 8 ч, после чего распакеровывают пакеры 6 и 7 и перемещают колонну труб 5 в следующий интервал 3″ второй группы.

Производят герметичное отсечение интервала 3″ длиной 30 м от ствола горизонтальной скважины 1 путем посадки пакеров 6 и 7, спущенных в горизонтальную скважину на колонне труб 5.

В интервал 3″ по колонне труб 5 с расходом 40 м3/ч производят импульсную закачку самоотклоняющейся кислотной композиции на основе гелирующего агента в объеме 45 м3.

По окончании импульсной закачки в пласт всего объема (45 м3 самоотклоняющейся кислотной композицией на основе гелирующего агента) скважину 1 оставляют на время реагирования кислоты с породой, например 8 ч, после чего распакеровывают пакеры 6 и 7 и перемещают колонну труб 5 в следующий интервал 3″′ второй группы.

Производят герметичное отсечение интервала 3″′ длиной 40 м от ствола горизонтальной скважины 1 путем посадки пакеров 6 и 7, спущенных в горизонтальную скважину на колонне труб 5.

В интервал 3″′ по колонне труб 5 с расходом 36 м3/ч производят импульсную закачку самоотклоняющейся кислотной композиции на основе гелирующего агента в объеме 60 м3.

По окончании импульсной закачки в пласт всего объема (40 м3 самоотклоняющейся кислотной композиции на основе гелирующего агента) скважину 1 оставляют на время реагирования кислоты с породой, после чего распакеровывают пакеры 6 и 7 и извлекают колонну труб 5 из горизонтальной скважины.

Действие самоотклоняющейся кислотной композиции на основе гелирующего агента основано на кислотном воздействии с потокоотклонением временно блокирующим составом, в качестве которого используется состав на основе гелирующего агента, что позволяет увеличить зональный охват в обрабатываемом интервале горизонтальной скважины. Закачивание самоотклоняющейся кислотной композиции на основе гелирующего агента с расходом 24-36 м3/ч обеспечивает равномерное продвижение самоотклоняющейся кислотной композиции на основе гелирующего агента по трещинам в зоны пласта, содержащие как нефть, так и воду.

Блокирующий гель образуется непосредственно в пластовых условиях по мере истощения кислотного состава в результате реакции с карбонатной породой, при попадании в водонасыщенные зоны гель блокирует их, что позволяет селективно отклонять последующие объемы кислотного состава в нефтенасыщенные зоны с созданием сети каналов (червоточин), причем в нефтенасыщенных зонах гель разрушается. Таким образом стимулируется приток нефти.

Реализация способа в предложенной последовательности, чередующейся циклической, а затем импульсной с индивидуально подобранными составами, закачиваемыми с оптимальным расходом, дает синергетический эффект, существенно превышающий сумму эффектов от поинтервальных обработок горизонтального ствола скважины.

Применение способа позволяет снизить обводненность продукции скважины на 30-50% и увеличить дебит нефти в 1,5-2 раза.

Способ поинтервальной кислотной обработки горизонтальной скважины, эксплуатирующей карбонатный коллектор, включающий спуск колонны труб в скважину, закачку по колонне труб в пласт кислотных составов, отличающийся тем, что до начала обработки в горизонтальной скважине проводят геофизические исследования, выделяют и разделяют интервалы горизонтальной скважины на две группы, причем в первую группу включают интервалы с проницаемостью от 40 до 70 мД и обводненностью добываемой продукции от 70 до 80%, а во вторую группу включают интервалы с проницаемостью от 5 до 39 мД и обводненностью добываемой продукции от 50 до 69%, после чего 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.



 

Похожие патенты:

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.
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 нефтегазовой отрасли промышленности, в частности к тампонажным растворам, используемым для крепления слабосцементированных рыхлых пород и цементирования обсадных колонн нефтегазовых, геотермальных и специальных скважин, а также для восстановления призабойной зоны пласта при капитальном ремонте скважин.

Изобретение относится к способам текущего ремонта подземных скважин. Способ включает нагнетание суспензии частиц кремнезема, которая сама по себе не имеет цементирующих свойств, в полости в поврежденной цементной оболочке или рядом с нею.

Изобретение относится к способам ликвидации притока подземных вод в горные выработки при доработке месторождений подземным способом, к примеру, для условий криолитозоны Западной Якутии.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам проведения ремонтно-изоляционных работ в добывающих скважинах, а также тампонирования промытых зон в нагнетательных скважинах.

Настоящее изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при строительстве нефтяных и газовых скважин. В способе устранения заколонных перетоков и межколонных давлений, включающем приготовление аэрированных облегченного и нормальной плотности тампонажных растворов, их последовательное нагнетание в обсадную колонну и продавку в заколонное и межколонное пространства продавочной жидкостью, в качестве аэрированных облегченного и нормальной плотности тампонажных растворов используют седиментационно-устойчивые мелкодисперсно-аэрированные растворы с плотностями не выше 1650 кг/м3 и не ниже 1800 кг/м3, содержащие бездобавочный портландцемент и термостойкую пластифицирующе-расширяющую добавку, включающую каолиновую глину, термически активированную при температуре 900÷1000°C с удельной поверхностью 300÷400 м2/кг, сульфат алюминия, борную кислоту и воздухововлекающую добавку Аэропласт, исключающую образование устойчивой пены, и жидкость затворения при следующем соотношении компонентов, масс.%: бездобавочный портландцемент 85-75, каолиновая глина 10-18, сульфат алюминия 4,7-6,1, борная кислота 0,2-0,5, воздухововлекающая добавка Аэропласт 0,1-0,4, жидкость затворения сверх 100% до получения водосмесевых отношений 0,63÷0,65 м3/т и 0,40÷0,50 м3/т, при этом сначала нагнетают седиментационно-устойчивый аэрированный облегченный тампонажный раствор с регулируемой плотностью не более 1650 кг/м3, затем аэрированный тампонажный раствор нормальной плотности не более 1950 кг/м3, причем необходимые плотности тампонажных растворов обеспечивают изменением водосмесевого отношения, интенсивностью и продолжительностью перемешивания, а продавку ведут до частичного вытеснения аэрированного облегченного тампонажного раствора из заколонного (межколонного) пространства продавочной жидкостью, нагретой до 50÷60°C в зимний период и при цементировании низкотемпературных скважин.

Изобретение относится к технологии повышения продуктивности скважины. Технический результат - повышение эффективности большеобъемной селективной кислотной обработки (БСКО) карбонатных коллекторов.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при изменении фильтрационных характеристик пластов, при проведении гидроразрыва, разделении потоков жидкостей в скважине, очистке ствола скважин и других ремонтных работах.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам приготовления составов для ликвидации заколонных перетоков в скважине. Технический результат - повышение технологичности и эффективности ликвидации заколонных перетоков в скважине за счет увеличения прочности и расширения диапазона времени отверждения состава на основе микроцемента.
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.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции зон водопритока в скважине. Способ изоляции зон водопритока в скважине включает спуск в эксплуатационную колонну на насосно-компрессорных трубах (НКТ) перфорированного патрубка.

Изобретение относится к области добычи нефти и газа и может быть использовано для снижения выноса песка в скважину. Технический результат - увеличение межремонтного пробега работы скважины и повышение добычи углеводородов. В способе повышения добычи углеводородов путем ограничения выноса песка в нефтяных и газовых скважинах, включающем закачку в скважину раствора уретанового предполимера в полярном органическом растворителе и водосодержащей жидкости, предварительно готовят две жидкие системы, где первая жидкая система - раствор уретанового предполимера в полярном органическом растворителе с концентрацией 10-20 мас. % и вторая жидкая система - раствор воды в полярном органическом растворителе или эмульсия воды в неполярном органическом растворителе с концентрацией 2-20 мас. %, которые закачивают последовательно или смешивая непосредственно перед закачкой или при закачке в скважину при соотношении объема первой из указанных систем к объему второй в интервале 10:1-1:1, затем продавливают в пласт оторочкой неполярного органического растворителя или эмульсии воды в неполярном органическом растворителе до зоны перфорации, выдерживают в статических условиях в течение не менее 6 часов до образования геля, после чего осуществляют замещение жидкости в скважине водой и выдерживают гель в призабойной зоне в контакте с водой в течение не менее 24 часов при давлении не выше пластового. Изобретение развито в зависимом пункте формулы. 1 з.п. ф-лы, 4 пр., 1 табл.

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 м3ч, в качестве которого используют обратную водонефтяную эмульсию с динамической вязкостью 120 мПа·с при 20°C, и кислотного состава с расходом 54-66 м3ч. 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 м3ч. 3 ил.

Наверх