Способ разглинизации призабойной зоны низкопроницаемого низкотемпературного терригенного пласта

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 нефтегазодобывающей промышленности, а именно к обработке призабойной зоны пласта (ПЗП), в частности к разглинизации ПЗП низкопроницаемых низкотемпературных терригенных отложений, расположенных вблизи многолетнемерзлых пород (ММП).

Коллекторы газоконденсатных скважин на месторождениях Западной Сибири относятся к низкопроницаемым терригенным отложениям, сцементированным глинистым цементом с содержанием до 10%, причем некоторые пласты располагаются вблизи ММП и имеют низкие температуры горных пород.

Обычно для обработки таких коллекторов используют кислотные растворы, в частности применяются соляная и плавиковая кислоты. Однако кислотные растворы имеют существенные недостатки, такие как, недостаточная глубина проникновения в пласт, что не обеспечивает необходимый охват реагентами ПЗП; перенасыщение пласта продуктами реакции, что затрудняет процесс их удаления из пласта; разрушение скелета горной породы, что негативно сказывается на продуктивности слабо сцементированного коллектора. Поэтому необходимо использовать альтернативные методы обработки призабойной зоны (ОПЗ), особенно низкопроницаемых низкотемпературных терригенных отложений, расположенных вблизи ММП, обеспечивающие глубокое проникновение реагентов и большой охват ими ПЗП.

К таким методам относятся ОПЗ различными окислителями, например перекисью водорода. Перекись водорода при взаимодействии с глинистыми минералами окисляет их и переводит частично в формы, которые обладают меньшей способностью к адгезионным процессам, в результате частицы глинистых минералов отслаиваются и переходят в раствор в виде мелкодисперсной суспензии. В таком виде глинистые составляющие можно продавить в глубину пласта, где концентрация кольматирующих частиц минимальна, или извлечь глинистые составляющие из пласта в скважину и далее удалить на поверхность. При удалении глинистых составляющих поровые каналы расширяются и проницаемость породы возрастает.

Помимо этого месторождения Западной Сибири находятся на завершающей стадии разработки, имеют аномально низкое пластовое давление (АНПД) и достаточно большую степень обводненности газоносного коллектора. Поэтому перед проведением работ по разглинизации ПЗП необходимо провести осушение интервала продуктивного пласта. Для этой цели наиболее подходящим реагентом является метанол, либо ацетон. Предварительное закачивание этих реагентов приводит к снижению межфазового натяжения скважинной жидкости, освобождению значительной части «связанной» воды, находящейся в мелких порах продуктивного пласта, к осушению ПЗП, а значит, к улучшению проницаемости пласта и повышению эффективности дальнейших реагентных обработок.

Известен способ разглинизации призабойной зоны низкопроницаемого терригенного пласта [Патент РФ №2162146].

Недостатком этого способа является низкая эффективность разглинизации призабойной зоны низкопроницаемого низкотемпературного терригенного пласта в условиях аномально низких пластовых давлений (АНПД), расположенного вблизи ММП, выражающаяся в слабом выносе продуктов реакции из порового пространства и отсутствие полного охвата закачиваемыми реагентами области воздействия, то есть недостаточная глубина проникновения реагентов в пласт, помимо этого выпадение продуктов реакции в осадок, забивание ими поровых каналов и, как следствие, снижение проницаемости ПЗП.

Известен способ разглинизации призабойной зоны низкопроницаемого терригенного пласта [Патент РФ №2302522].

Недостатком этого способа является низкая эффективность разглинизации призабойной зоны низкопроницаемого низкотемпературного терригенного пласта в условиях АНПД, расположенного вблизи ММП, сложный состав реагентов, их большое разнообразие, что не позволяет осуществлять их контроль при проведении работ, а также большие объемы активных кислотных растворов, что не позволяет извлечь продукты реакции из пласта после их нейтрализации. Для коллекторов с низкими пластовыми давлениями и температурами, особенно расположенных вблизи ММП, такие растворы не применимы по причине возможного растепления ММП из-за выделения теплоты в результате реакции закачиваемых реагентов с горной породой, смятия скважины и высокой вероятности возникновения аварии или открытого газового фонтана и пожара. Кроме того, для удаления продуктов реакции в условиях АНПД необходимо создавать более высокие депрессии на пласт, что ведет к разрушению скелета пласта.

Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в повышении эффективности работ по воздействию на заглинизированную призабойную зону низкопроницаемого низкотемпературного терригенного пласта, расположенного вблизи ММП, в условиях АНПД.

Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в увеличении проницаемости осушенной ПЗП, повышении степени разглинизации призабойной зоны и, как следствие, повышении производительности скважин за счет комплексности проводимых технологических операций.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что разглинизация 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% концентрации с небольшой технологической выстойкой, не более 0,5 часа, после завершения технологической выдержки - аэрировано-диспергированного водного раствора перекиси водорода малой концентрации не более 10-15 масс.% в объеме 2-3 м3 на 1 м перфорированной толщины с продавливанием ортофосфорной кислоты в удаленную часть пласта, дальнейшее закачивание и продавливание аэрировано-диспергированного водного раствора перекиси водорода в пласт с помощью газового конденсата с кратковременной технологической выстойкой в течение не более 0,5-1,0 часа, удаление и вынос оставшейся части аэрировано-диспергированного водного раствора перекиси водорода из пласта и скважины на поверхность, освоение скважины подачей в скважину инертного газа, например азота, отработка и ввод скважины 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.

Способ реализуется следующим образом.

В газоконденсатную скважину, расположенную вблизи ММП низкопроницаемого низкотемпературного терригенного пласта, через колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) первоначально закачивают метанол, либо ацетон в объеме 1-2 м3 на 1 м перфорированной толщины для снижения межфазового натяжения скважинной жидкости, для освобождения значительной части «связанной» воды, находящейся в мелких порах низкопроницаемого низкотемпературного терригенного пласта, для осушения ПЗП, для увеличения эффективности реакции закачиваемых впоследствии ортофосфорной кислоты и аэрировано-диспергированного водного раствора перекиси водорода.

Затем в колонну НКТ закачивают ортофосфорную кислоту 5-6% концентрации для очистки колонны НКТ от ржавчины и других механических примесей с целью устранения взаимодействия водного раствора перекиси водорода с металлом труб, которую впоследствии продавливают в ПЗП для увеличения эффекта разрушения глинистой составляющей горной породы, слагающей ПЗП. Оставляют ортофосфорную кислоту в пласте на небольшую технологическую выстойку, не более 0,5 часа.

После этого через очищенную колонну НКТ с помощью установки нагнетания газа (УНГ) или бустерной установки закачивают аэрировано-диспергированный водный раствор перекиси водорода в объеме 2-3 м3 на 1 м перфорированной толщины малой концентрации не более 10-15 масс.%, продавливают его в ПЗП посредством газового конденсата с кратковременной технологической выстойкой в течение не более 0,5-1,0 часа для отслаивания глинистой составляющей от частиц горной породы, слагающей ПЗП.

Закачивание осуществляют импульсно-циклическим методом, периодически закачивая аэрировано-диспергированный водный раствор, затем инертный газ, например азот 9, и вновь аэрировано-диспергированный водный раствор. При этом аэрировано-диспергированный водный раствор перекиси водорода продавливает ранее закаченную ортофосфорную кислоту в удаленную часть пласта.

После чего осуществляют удаление и вынос оставшейся части аэрировано-диспергированного водного раствора перекиси водорода из ПЗП и скважины на поверхность.

В заключение проводят освоение скважины подачей в скважину инертного газа, например азота, отработку и ввод скважины в эксплуатацию.

Поверхностно-активное вещество (ПАВ), используемое при создании аэрировано-диспергированного водного раствора перекиси водорода, например, неионогенное ПАВ, такое как диссольван, покрывает глинистые частицы, противодействует их слипанию и облегчает их перенос в глубину ПЗП при продавливании или вынос в скважину при дренировании и удалении из скважины при ее освоении.

Аэрировано-диспергированный водный раствор перекиси водорода, пропущенный через диспергатор, расположенный после УНГ перед входом в скважину, значительно уменьшает величину отдельного пузырька инертного газа, например азота, тем самым стабилизирует и упрочняет эти пузырьки, облегчая их проникновение в глубину заглинизированной ПЗП.

Перекись водорода при взаимодействии с глинистыми минералами окисляет их и переводит частично в формы, которые обладают меньшей способностью к адгезионным процессам, в результате частицы глинистых минералов отслаиваются и переходят в раствор в виде мелкодисперсной суспензии. В таком виде глинистые составляющие можно извлечь из пласта в скважину и далее удалить на поверхность. При удалении глинистых образований поровые каналы расширяются и проницаемость породы возрастает.

Аэрировано-диспергированный водный раствор перекиси водорода позволяет доставлять малые объемы реагента в удаленную часть продуктивного пласта, повышает подвижность реагента в поровом пространстве породы и сокращает продолжительность освоения скважины.

Примеры реализации заявляемого способа.

Пример 1.

В газоконденсатную скважину с эксплуатационной колонной диаметром 168 мм, вскрывшую низкопроницаемый низкотемпературный терригенный пласт толщиной 20 м с температурой 10°С и пластовым давлением 2 МПа, расположенную ниже ММП на 100 м3, через колонну НКТ диаметром 73 мм первоначально закачивают метанол в объеме 1 м3 на 1 м перфорированной толщины, затем ортофосфорную кислоту 5% концентрации с продавливанием ее в ПЗП, далее - аэрировано-диспергированный водный раствор перекиси водорода в объеме 2 м3 на 1 м перфорированной толщины концентрации 10 масс.%, продавливают его в ПЗП посредством газового конденсата импульсно-циклическим методом с кратковременной технологической выстойкой в течение не более 0,5 часа, с одновременным продавливанием ортофосфорной кислоты в удаленную часть пласта. Оставшуюся часть аэрировано-диспергированного водного раствора перекиси водорода с отслоенными глинистыми частицами удаляют из ПЗП и выносят из скважины на поверхность. Скважину осваивают с помощью инертного газа - азота и вводят в эксплуатацию.

Пример 2.

В газоконденсатную скважину с эксплуатационной колонной диаметром 146 мм, вскрывшую низкопроницаемый низкотемпературный терригенный пласт толщиной 10 м с температурой 12°С и пластовым давлением 4 МПа, расположенную ниже ММП на 200 м, через колонну НКТ диаметром 73 мм первоначально закачивают метанол в объеме 1 м3 на 1 м перфорированной толщины, затем ортофосфорную кислоту 5% концентрации с продавливанием ее в ПЗП, далее - аэрировано-диспергированный водный раствор перекиси водорода в объеме 2 м3 на 1 м перфорированной толщины концентрации 12 масс.%, продавливают его в ПЗП посредством газового конденсата импульсно-циклическим методом с кратковременной технологической выстойкой в течение не более 0,5 ч с одновременным продавливанием ортофосфорной кислоты в удаленную часть пласта. Оставшуюся часть аэрировано-диспергированного водного раствора перекиси водорода с отслоенными глинистыми частицами удаляют из ПЗП и выносят из скважины на поверхность. Скважину осваивают с помощью инертного газа - азота и вводят в эксплуатацию.

Пример 3.

В газоконденсатную скважину с эксплуатационной колонной диаметром 140 мм, вскрывшую низкопроницаемый низкотемпературный терригенный пласт толщиной 5 м с температурой 15°С и пластовым давлением 6 МПа, расположенную ниже ММП на 300 м, через колонну НКТ диаметром 73 мм первоначально закачивают метанол в объеме 1 м3 на 1 м перфорированной толщины, затем ортофосфорную кислоту 6% концентрации с продавливанием ее в ПЗП, далее - аэрировано-диспергированный водный раствор перекиси водорода в объеме 2 м3 на 1 м перфорированной толщины концентрации 15 масс.%, продавливают его в ПЗП посредством газового конденсата импульсно-циклическим методом с кратковременной технологической выстойкой в течение не более 0,5 ч с одновременным продавливанием ортофосфорной кислоты в удаленную часть пласта. Оставшуюся часть аэрировано-диспергированного водного раствора перекиси водорода с отслоенными глинистыми частицами удаляют из ПЗП и выносят из скважины на поверхность. Скважину осваивают с помощью инертного газа - азота и вводят в эксплуатацию.

Преимуществом способа по сравнению с аналогичными способами обработки призабойной заглинизрованной зоны является комплексность всех проводимых на скважине технологических приемов и операций, в заявляемом способе используется специальная подборка химических реагентов не сложного состава и операционных закачек в определенной последовательности, которая позволяет проводить работы по разглинизации более эффективно и с меньшими финансовыми и временными затратами. Рост эффективности происходит за счет предварительной осушки ПЗП метанолом, или ацетоном, после чего обработанная зона способна в лучшей степени реагировать с последующими закачиваемыми реагентами. Закачиваемая следом ортофосфорная кислота медленно реагирует с горной породой, нежели другие кислоты, например соляная или плавиковая, что дает ей возможность, оставаясь реакционноспособной, достигать более удаленные части ПЗП, проведя предварительную разглинизацию и увеличение проницаемости ближней околоскважинной части ПЗП, подготовив более расширенную зону этой части пласта для последующей обработки. Закачиваемый следом состав перекиси водорода с ПАВ, аэрировано-диспергированный азотом, свободно продвигаясь по предварительно подготовленным ортофосфорной кислотой каналам пласта активно взаимодействует с глинистыми частицами пласта, отслаивая их от горной породы за счет реакции окисления и переводя их в мелкодисперсную суспензию, облегчает вынос отслоенных глинистых частиц из ПЗП в процессе заключительного этапа разглинизации - освоении скважины.

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 небольшой технологической выстойкой, не более 0,5 ч, после завершения технологической выдержки - аэрировано-диспергированного водного раствора 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, дальнейшее закачивание и продавливание аэрировано-диспергированного водного раствора перекиси водорода в пласт с помощью газового конденсата с кратковременной технологической выстойкой в течение не более 0,5-1,0 ч, удаление и вынос оставшейся части аэрировано-диспергированного водного раствора перекиси водорода из пласта и скважины на поверхность, освоение скважины подачей в скважину инертного газа, например, азота, отработка и ввод скважины 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.



 

Похожие патенты:

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.

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%.

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.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах и ограничения водопритока в добывающих скважинах, а также может быть использована для ликвидации зон поглощений при ремонте добывающих и нагнетательных скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины, добывающей вязкую нефтяную эмульсию. Технический результат - повышение эффективности добычи вязкой нефтяной эмульсии.

Группа изобретений относится к выработке и аккумулированию биогенного газа в анаэробной геологической формации, содержащей углеродсодержащий материал. Технический результат - повышение эффективности добычи биогенного газа.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам для добычи высоковязкой нефти. Способ освоения и эксплуатации скважины с высоковязкой нефтью включает спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) со скважинным насосом с силовым кабелем и капиллярной трубки, спущенной в скважину параллельно с силовым кабелем и закрепленной на наружной поверхности НКТ клямсами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области разработки залежи высоковязкой нефти или битума. Технический результат - увеличение охвата пласта воздействием, увеличение уровня добычи высоковязкой нефти и битума с одновременным снижением материальных затрат и энергозатрат.

Изобретение относится к извлечению тяжелой нефти из подземного месторождения. Способ извлечения тяжелой нефти из подземного месторождения включает: закачивание наноэмульсии типа масло-в-воде в одну или более нагнетательных скважин, извлечение указанной тяжелой нефти из одной или более эксплуатационных скважин, где указанную наноэмульсию получают способом, включающим: получение однородной смеси (1) вода/нефтепродукт, отличающейся поверхностным натяжением не выше 1 мН/м, содержащей воду в количестве от 65% масс.

Группа изобретений относится к добыче тяжелых углеводородов. Технический результат - максимизация разжижения тяжелой нефти и, как следствие, максимизация ее извлечения.

Изобретение относится к композициям и способам для обработки подземного пласта. Способ включает вытеснение первого флюида на углеводородной основе, присутствующего в необсаженном интервале ствола скважины, вторым флюидом, контактирование второго флюида с кислым природным пластовым флюидом с образованием третьего флюида, где второй флюид содержит водную жидкость, диспергированную как дисперсная фаза в маслянистой жидкости, и поверхностно-активное вещество ПАВ на основе амина, выбранное так, что указанное контактирование протонирует, по меньшей мере, часть ПАВ с образованием третьего флюида, включающего эмульсию, содержащую маслянистую жидкость, обратимо диспергированную как дисперсная фаза в водной жидкости, где по меньшей мере 40 об.% каких-либо твердых веществ, не относящихся к проппанту, присутствующих во флюиде, являются водорастворимыми при рН меньше чем или равном 6,5, а ПАВ имеет указанную структуру.

Предложение относится к способам разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов. В способе разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающем последовательную закачку через нагнетательную скважину водной суспензии полимера и глинопорошка и раствора ПАВ, до закачки в пласт суспензии определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении на водоводе и минерализацию воды, в воде с минерализацией 0,15-40 г/л в качестве ПАВ используют ПАВ комплексного действия с температурой застывания не выше минус 30°C и кинематической вязкостью 35-50 сСт - водно-спиртовый раствор неионогенного ПАВ-моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля при следующем соотношении компонентов, мас.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяной залежи, и может найти применение при разработке неоднородных по проницаемости нефтяных пластов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - возможность постоянного контроля за изменением вязкости добываемой продукции, возможность регулирования процесса закачки, равномерный прогрев пласта, увеличение уровня добычи высоковязкой нефти и битума с одновременным снижением материальных затрат и энергозатрат. В способе разработки залежи высоковязкой нефти или битума, включающем строительство верхней нагнетательной скважины и нижней добывающей скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, которые оборудуют фильтрами, причем в нагнетательную скважину спускают колонны труб по типу «труба в трубе» с изолированными друг от друга внутренними пространствами с помощью пакеров, а выходные отверстия колонн труб размещены в фильтре и разнесены по длине горизонтального участка, разбивая его на зоны прогрева, закачку теплоносителя через горизонтальную нагнетательную скважину с прогревом пласта, созданием паровой камеры и отбором продукции через горизонтальную добывающую скважину, при котором снимают термограммы паровой камеры, анализируют состояние ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков и с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры, изменяя зоны прогрева подачей необходимого количества теплоносителя в соответствующую колонну труб для исключения прорыва теплоносителя в добывающую скважину через более прогретую зону, при строительстве нагнетательной скважины с горизонтальным участком для более равномерного прогрева пласта фильтры и колонны труб выполняют с увеличением суммарной площади сечения отверстий от начала горизонтального участка в пласте к забою. При эксплуатации после увеличения вязкости отбираемой продукции в 3-5 раз прекращают закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и закачивают газообразный углеводородный растворитель через соответствующую колонну труб в зону прогрева с наименьшей температурой до снижения температуры отбираемой продукции на 10-25%. После чего циклы закачки пара в соответствующие зоны прогрева и газообразного углеводородного растворителя с отбором продукции повторяют. 1 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.

Наверх