Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины



Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины
Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины
Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины
Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины
Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины
Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины

Владельцы патента RU 2555975:

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) (RU)

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

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны скважин.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является способ увеличения нефтеотдачи пласта, включающий закачку водного раствора поверхностно-активного вещества, продавочной жидкости и последующий отбор жидкости через добывающие скважины [RU 94025398 А1, МПК 6 Е21В 43/27, опубликовано 10.06.1996].

Недостатком этого способа является отсутствие учета структуры образовавшегося адсорбционного слоя поверхностно-активных веществ, что снижает потенциальную эффективность метода.

Техническим результатом предлагаемого изобретения является увеличение эффективности способа разработки нефтяных месторождений заводнением, при этом увеличивается количество нефти и уменьшается количество воды в продукции добывающей скважины.

Технический результат достигается тем, что способ обработки призабойной зоны добывающей скважины включает определение зависимости структуры адсорбционного слоя от концентрации неионогенного поверхностно-активного вещества, при этом концентрацию поверхностно-активного вещества в водном растворе неионогенного поверхностно-активного вещества принимают из условия образования «островкового» адсорбционного слоя на поверхности породы - чередующихся гидрофильных участков поверхности нефтяного коллектора и гидрофобных участков адсорбированных молекул поверхностно-активного вещества, обеспечивающих структурирование капель нефти в потоке, выбор скважины для проведения операции, проведение контрольных замеров дебита, устьевых и забойных давлений, исследования скважины на установившихся и неустановившихся режимах, закачку кислотосодержащего раствора на забой скважины, удаление из скважины кислотосодержащего раствора промывкой скважины нефтью, установкой пакерующего устройства в скважине, в дальнейшем последовательной закачкой водоудаляющей композиции, водного раствора неионогенного поверхностно-активного вещества, продавочной жидкости в добывающую скважину, выдержку раствора и последующий отбор нефти через добывающие скважины.

Большая часть нефтяных пластов по характеру смачивания относится к гидрофильным. Вода в таких коллекторах как смачивающая фаза движется по мелким порам, вытесняя нефть в более крупные поры и толкая ее к забоям добывающих скважин. Применение поверхностно-активных веществ без учета влияния концентрации поверхностно-активного вещества в растворе на структуру адсорбционного слоя приводит к значительной их адсорбции. Образующийся сплошной адсорбционный слой в нефтяном пласте приводит к изменению смачиваемости с гидрофильного на гидрофобный. Вода в таких коллекторах, как несмачивающая фаза, движется по наиболее крупным порам и не вытесняет нефть.

В нефтяных пластах со смешанной смачиваемостью, в которых присутствуют как гидрофильные участки породы, так и гидрофобные. Сравнение значений проницаемости для нефти в гидрофильных пластах и пластах со смешанной смачиваемостью в условиях предельных значений водонасыщенности показало, что в пластах со смешанной смачиваемостью значение фазовой проницаемости по нефти значительно выше.

Таким образом, создание в пласте «островковой» структуры адсорбционного слоя гидрофобных частиц, приводящего к чередованию гидрофильных и гидрофобных участков, позволит увеличить значение проницаемости для нефти и увеличить коэффициент извлечения нефти.

Способ осуществляют следующим образом

На фиг. 1 изображен первый этап схемы обработки призабойной зоны пласта, где цифрами обозначено: 1 - насос; 2 - манометр; 3 - расходомер; 4 - колонна НКТ; 5 -эксплуатационная колонна; 6 - продуктивный пласт; 7 - нефть; 8 - задвижка; 9 - кислотосодержащий раствор.

На фиг. 2 изображен второй этап схемы обработки призабойной зоны пласта, где цифрами обозначено: 1 - насос; 2 - манометр; 3 - расходомер; 4 - колонна НКТ; 5 - эксплуатационная колонна; 6 - продуктивный пласт; 8 - задвижка; 10 - пакерующее устройство; 11 - водоудаляющая композиция; 12 - гидрофобизирующий состав; 13 - продавочная жидкость.

На фиг. 3 изображена исходная поверхность слюды, где цифрами обозначено: 14 - наночастицы слюды; 15 - правильная фигура в центре.

На фиг. 4 изображено трехмерное изображение поверхности с нанесенным адсорбционным слоем при концентрации поверхностно-активного вещества 0.1%, где цифрами обозначено: 16 - отдельные адсорбированные молекулы поверхностно-активного вещества.

На фиг. 5 изображено трехмерное изображение поверхности с нанесенным адсорбционным слоем при концентрации поверхностно-активного вещества 1%, где цифрами обозначено: 17 - отдельные агрегаты молекул.

На фиг. 6 изображено трехмерное изображение поверхности с нанесенным адсорбционным слоем при концентрации поверхностно-активного вещества 5%, где цифрами обозначено: 18 - большие агрегаты молекул.

На начальной стадии при помощи лабораторных экспериментов проводят исследование зависимости структуры адсорбционного слоя поверхностно-активных веществ на поверхности твердого тела. Данные исследования проводят с целью определения такой концентрации поверхностно-активного вещества, при которой происходит образование «островковой» структуры адсорбционного слоя. Для решения поставленной задачи наилучшем способом является применение атомно-силовых микроскопов.

Далее приводят выбор скважины для проведения операции. Выбор добывающих скважин для воздействия производится на основании анализа действующего фонда добывающих скважин. Основными критериями для проведения обработок призабойных зон являются аномально высокое значение обводненности скважины по сравнению с другими скважинами, а также значительное снижение дебита нефти ввиду прорыва нагнетаемой воды.

Перед проведением работ на добывающей скважине проводят контрольный замер дебита, устьевых и забойных давлений. Скважину исследуют на установившихся режимах для уточнения коэффициента продуктивности (снятие индикаторной диаграммы) и неустановившихся режимах для оценки состояния призабойной зоны пласта. По результатам интерпретации полученных данных происходит выбор дальнейшего технологического этапа действий: в случае отсутствия ухудшения состояния призабойной зоны переходят к закачке водоудаляющего агента.

В случае выявления факта наличия зоны ухудшенных фильтрационных свойств проводят предварительную обработку скважины кислотосодержащим составом. В качестве кислотосодержащего состава может выступать соляная кислота или глинокислота. Закачку в скважину осуществляют по колонне насосно-компрессорных труб. Кислотосодержащий состав продавливается на забой по насосно-компрессорным трубам буферной жидкостью (безводной нефтью в объеме 1 м3). Далее проводят выдержку скважины в течение 2-4 часов для реагирования кислотосодержащего состава с породой. Данный технологический этап необходим для удаления из призабойной зоны скважины асфальтосмолопарафиновых отложений, очистки фильтрационных каналов от механических примесей и частиц породы, ограничивающих фильтрацию жидкости. Количество кислотосодержащего состава определяется из расчета 1 м3 на 1 м эффективной перфорированной толщины пласта. Кислотосодержащего состав удаляется из скважины промывкой скважины безводной нефтью. Промывка скважины производится посредством закачки безводной нефти в затрубное пространство и выход ее через колонну насосно-компрессорных труб (фиг. 1)

Далее производится установка пакерующего устройства в скважине на глубине, превышающей интервал продуктивного пласта на 100-200 м. Перед установкой пакерующего устройства рекомендуется проведение предварительной очистки стенок эксплуатационной колонны в месте установки пакерующего устройства для его герметичной посадки.

Следующим осуществляется процесс удаления влаги из обрабатываемой зоны с применением водоудаляющих композиций. Закачку водоудаляющей композиции производят по трубам НКТ. Удаление избыточной влаги из призабойной зоны предотвратит образование вязких эмульсий, а также будет способствовать повышению эффективности предложенного изобретения. Количество водоудаляющей композиции определяется из расчета 1 м3 на 1 м эффективной перфорированной толщины пласта. В качестве водоудаляющей композиции могут выступать спирты, ацетон, смесь ацетона с соляной кислотой.

Сразу после закачки водоудаляющей композиции закачивают гидрофобизирующий состав, представляющий смесь воды и неионогенного поверхностно-активного вещества. Концентрация поверхностно-активного вещества определяется по результатам лабораторных исследований, описанных выше, и должна обеспечивать образование «островкового» адсорбционного слоя на поверхности породы (чередующиеся гидрофильные участки поверхности нефтяного коллектора и гидрофобные участки адсорбированных молекул поверхностно-активного вещества). Такая структура поверхности будет способствовать структурированию капель нефти в потоке. На гидрофобных участках нефтяные капли будут увеличивать свою скорость движения, в то время как скорость фильтрации воды на данных участках будет снижаться, что будет выражаться в увеличении проницаемости для нефти и снижении проницаемости для воды (фиг. 2).

Следующим этапом является закачка в добывающую скважину продавочной жидкости. Данный этап необходим для более полного проникновения гидрофобизирующего состава в пласт. В качестве такой жидкости возможно применение безводной нефти в объеме 10-15 м3.

После завершения закачки всех технологических жидкостей производят технологическую выдержку скважины в течение 1 часа.

После проведения операции в скважину спускается глубинно-насосное оборудование, скважина подключается ко всем технологическим системам сбора, подготовки и учета добываемой продукции. Осуществляется вызов притока из пласта в скважину созданием пониженного давления на забое добывающей скважины.

Пример осуществления способа

Первый этап работ заключается в изучении распределения молекул неионогенного поверхностно-активного вещества (на пример «Неонол БС-1») на поверхности твердого тела (слюды) с применением сканирующего атомно-силового микроскопа Ntegra Aura. Работы проводятся следующим образом: сканирование поверхности без нанесения адсорбционного слоя, далее - в регистрации изменений структуры поверхности после взаимодействия с раствором неионогенного поверхностно-активного вещества различной концентрации. Сканирование чистой поверхности проводят с целью определения наличия исходных деформаций, для того чтобы в дальнейшем не учитывать их в качестве возможных молекул ПАВ. Результаты сканирования чистой поверхности представлены на фиг. 3. Изображение представляет собой карту высот, кодированную цветом. Темные области - самые низкие, светлые области - самые высокие. Перевод цвет - высота дан в шкале справа.

Высветленные пятна 14 - наночастицы слюды. Сканирование поверхности проводят в двух режимах - в контактном (непосредственное соприкосновение сканирующего элемента с поверхностью) и полуконтактном режимах (чувствительный элемент движется под углом к поверхности, сила давления элемента на поверхность значительно ниже, что позволяет определить высоту адсорбированных элементов по амплитуде колебания сканирующей "иглы").

Фигура в центре 15 образована многократным сканированием меньшего участка в полуконтактном и контактном режимах, при котором произошло смещение частиц 14 к границам области сканирования иглой.

После получения цифровой структуры исходной поверхности производят нанесение адсорбционного слоя. Для нанесения адсорбционного слоя на поверхность слюды применяли растворы неионогенного ПАВ в диапазоне концентраций от 0.1 до 5% масс. Обработку проводят следующим образом: исследуемый образец помещают в раствор неионогенного поверхностно-активного вещества на 30 минут. Затем пластины слюды сушат при комнатной температуре в течение 3-х часов и далее в сушильном шкафу в течение 5 часов при температуре 30°C. Далее производят повторное сканирование поверхности в контактном и полуконтактном режимах. Результаты представлены на фиг. 4-6.

Проведенные исследования структуры адсорбционного слоя позволяют получить информацию о распределении адсорбированного неионогенного поверхностно-активного вещества на поверхности слюды при различных концентрациях.

При значении концентрации в растворе ПАВ 5% (фиг. 6) адсорбция происходит в виде больших агрегатов молекул 16 (d=100 нм). Адсорбированное вещество полностью покрывает поверхность твердого тела и образует сплошной слой толщиной порядка 5-7 нм.

Образование сплошного слоя происходит при концентрации в растворе неионогенного поверхностно-активного вещества 1% (фиг. 5). По результатам сканирования поверхности в полуконтактном режиме толщина такого слоя составляет порядка 1.4 нм. На полученных изображениях поверхности видно, что помимо полного покрытия поверхности слюды молекулами ПАВ происходит адсорбция также отдельных агрегатов 17 (d=1÷4 нм).

Таким образом, при концентрации 0.1% неионогенного поверхностно-активного вещества структура адсорбционного слоя будет иметь «островковую» структуру, такое расположение гидрофобных частиц приведет к ускорению фильтрации нефти в потоке жидкости, выраженное в повышении фазовой проницаемости для углеводородной фазы.

Второй этап заключается в изучении влияния адсорбции неионогенного ПАВ (на примере «Неонол БС-1» при концентрации 0.1%) на фильтрацию нефти и воды в пористой среде. Для решения поставленной задачи использовался керновый материал (таблица 1).

Таблица 1
Основные фильтрационно-емкостные параметры образцов керна
№ образца Краткая литологическая характеристика Кпо, % Кпр, *10-3 мкм2
64-11 Песчаник м/з, алевритистый, н/н, с глин. цем. 21.91 307.70
75п-11 Песчаник м/з, алевритистый, н/н, с глин. цем. 22.31 294.60
95-11 Песчаник м/з, алевритистый, н/н, с глин. цем. 19.76 305.50
110-11 Песчаник м/з, алевритистый, с глин. цем. 21.29 29.70
113-11 Песчаник м/з, алевритистый, с глин. цем. 21.42 28.70
115п-11 Песчаник м/з, алевритовый, с глин. цем. 22.21 28.80

где Кпо - коэффициент открытой пористости; Кпр - абсолютная проницаемость.

Суть проводимых работ заключается в оценке начальных значений фазовых проницаемостей для нефти и воды на немодифицированном керне, обработке керна раствором неионогенного ПАВ с последующим вытеснением водой и повторных замерах значений фазовых проницаемостей на керне с адсорбционным слоем. Краткое описание этапов проведения потоковых экспериментов представлено в таблице 2. Результаты приведены в таблице 3.

Таблица 2
Этапы потоковых экспериментов
№ Этапа Описание Тип фильтрации
1 Фильтрация по воде при 100%-ной водонасыщенности  
2 Создание остаточной водонасыщенности вытеснением воды керосином дренаж
3 Замещение керосина нефтью дренаж
4 Вытеснение нефти водой пропитка
5 Закачка раствора ПАВ  
6 Довытеснение нефти водой пропитка
7 Создание остаточной водонасыщенности вытеснением воды керосином дренаж
8 Замещение керосина нефтью дренаж
Таблица 3
Результаты потоковых экспериментов
№ режима фильтрации Скорость закачки флюида Перепад давления Объем закачки флюида ФП по воде ФП по нефти Водонасыщенность Нефтенасыщенность
см3/ч ат см3 10-3 мкм2 10-3 мкм2 д. ед. д. ед.
Колонка керна с проницаемостью ≈30×10-3 мкм2
1 10.5 0.08   14.51   1 0
2 10.5 0.42          
2 10.5 1.82 155     0.553 0.447
3 10.5 0.63 78   8.03 0.542 0.458
4 10.5 1.79 155 0.66   0.750 0.250
5 10.5   7.75     0.750 0.250
6 10.5 1.71 155 0.69   0.824 0.176
7 10.5 0.21          
7 73.5 1.02 155        
8 10.5 0.46 78   10.99    
Солонка керна с проницаемостью ≈300×10-3 мкм2
1 110 0.09   141.55   1 0
2 110 0.69     76.96 0.265 0.735
2 1100 6.01 161     0.192 0.808
3 110 1.80 161 6.84   0.679 0.321
4 110   8.05     0.679 0.321
5 110 1.70 161 7.24   0.750 0.250
6 110 0.65     81.69    

Проведены исследования по оценке влияния адсорбции поверхностно-активных веществ на фильтрацию углеводородов в условиях, моделирующих первичное вскрытие пласта и вызова притока. Для решения поставленной задачи оценивается изменение фильтрационно-емкостных свойств пород под влиянием бурового раствора, содержащего в своем составе ПАВ.

На начальной стадии работ керн насыщается моделью пластовой воды. Прокачкой керосина (не менее 10 поровых объемов) из образцов удалялась подвижная вода и формировалась остаточная водонасыщенность. Проводится измерение фазовой проницаемости по керосину (Кпр) до обработки, после чего осуществлялась закачка испытуемой жидкости с тангенциальным омыванием входного торца керна. Такая методика закачки раствора позволяет смоделировать движение бурового раствора по стволу скважины. Прокачивается не менее 5 объемов пор испытуемой жидкости, после чего производилась выдержка в течение 8 часов для того, чтобы жидкость прореагировала с породой. Далее моделировался вызов притока путем прокачки керосина в обратном направлении (не менее 10 поровых объемов). После стабилизации процесса производят замер проницаемости по керосину.

По окончании эксперимента оценивают коэффициент восстановления проницаемости (Квпр), который является отношением проницаемости после обработки к проницаемости до обработки кернового материала.

Коэффициент проницаемости рассчитывается по формуле

К в п р = К п р ( к ) 1 К п р ( к ) 2                               ( 1 )

где Квпр - коэффициент восстановления проницаемости; Кпр(к)1 - проницаемость по керосину после обработки; Кпр(к)2 - начальная проницаемость по керосину.

Состав раствора представлен в таблице 4. Результаты опытов представлены в таблице 5.

Таблица 4
Состав раствора
Входящие компоненты Соотношение, %
Натрий - карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ-700) 1.5
Крахмальный реагент (ПолиКР) 1.5
Хлорид натрия (NaCl) 5.0
Гидроксид натрия (NaOH) 0.05
Смазка водоотталкивающая ФК-2000 Плюс 1.5
Шлам 6.0
Вода остальное
Таблица 5
Результаты экспериментов
Тип раствора Условный образец 10-3 мкм2 Проницаемость по керосину, 10-3 мкм2 Квпр, д. ед
до после
Полимерный 1 4.33 0.588 0.733 1.245
2 4.33 1.554 2.551 1.641
слабоминерализованный 3 4.13 2.544 2.671 1.050
4 4.01 1.793 2.289 1.276
Среднее значение 1.726 2.168 1.257

Проведенные работы показали, что проникновение в поровое пространство исследуемого раствора не вызывает ухудшения проницаемости. Наблюдается рост значения фазовой проницаемости по керосину в среднем 20%. Данный эффект, возможно, обусловлен эффектом ускорения фильтрации из-за периодичности адсорбции гидрофобизирующей добавки, в качестве которой в данном случае выступает ФК-2000.

Проведенные исследования с применением атомно-силового микроскопа подтвердили «островковую» структуру адсорбционного слоя поверхностно-активного вещества. При концентрации ПАВ 1% и 5% отмечается образование сплошного адсорбционного слоя на поверхности слюды. Анализ полученных данных показал, что в области малых концентраций гидрофобизирующих веществ происходит частичное покрытие обрабатываемой поверхности адсорбатом.

В ходе потоковых исследований после обработки кернового материала раствором ПАВ отмечено ускорение движения нефтяных частиц, выраженное в повышении значения фазовой проницаемости по нефти. Значение фазовой проницаемости после обработки повышается по сравнению с исходным значением на 36% (для среднепроницаемых образцов) и на 4% (для высокопроницаемых), для экспериментов по моделированию первичного вскрытия пласта прирост составил порядка 20%.

Таким образом, полученные данные подтверждают достижение заявленного технического результата в условиях образования «островковой» структуры адсорбционного слоя, выраженное в повышении значения фазовой проницаемости для нефти.

Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины, включающий определение зависимости структуры адсорбционного слоя от концентрации неионогенного поверхностно-активного вещества, при этом концентрацию поверхностно-активного вещества в водном растворе неионогенного поверхностно-активного вещества принимают из условия образования «островкового» адсорбционного слоя на поверхности породы - чередующихся гидрофильных участков поверхности нефтяного коллектора и гидрофобных участков адсорбированных молекул поверхностно-активного вещества, обеспечивающих структурирование капель нефти в потоке, выбор скважины для проведения операции, проведение контрольных замеров дебита, устьевых и забойных давлений, исследование скважины на установившихся и неустановившихся режимах, закачку кислотосодержащего раствора на забой скважины, удаление из скважины кислотосодержащего раствора промывкой скважины нефтью, установку пакерующего устройства в скважине, дальнейшую последовательную закачку водоудаляющей композиции, водного раствора неионогенного поверхностно-активного вещества, продавочной жидкости в добывающую скважину, выдержку скважины и последующий отбор нефти через добывающие скважины.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к составам для обработки скважин для применения в нефтедобывающей области. Состав для обработки скважины, содержащий реагент для обработки скважины, адсорбированный на водонерастворимом адсорбенте, где состав получают осаждением реагента для обработки скважины из жидкости, при этом реагент для обработки скважины адсорбируют на водонерастворимом адсорбенте, и где реагент для обработки скважины осаждают в присутствии металлической соли.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - увеличение проницаемости осушенной призабойной зоны пласта, повышение степени разглинизации призабойной зоны и повышение производительности скважин.

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.

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

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

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

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

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

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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение добычи нефти на 30-50% за счет увеличения площади фильтрации. Способ поинтервальной обработки продуктивного пласта с открытым горизонтальным стволом скважины включает спуск в скважину заглушенной снизу трубчатой колонны с пакерами и фильтрующими элементами между ними, перекрытие пакерами интервала обработки, определение его приемистости и закачку в него кислотного состава. При этом закачку кислотного состава с веществами, влияющими на полноту и скорость растворения породы в кислоте, ведут порционно с нарастанием объема каждой последующей порции с их продавкой углеводородным растворителем в объеме 30-50% от объема закачанной порции кислотного состава. Перед закачкой в интервал обработки первой порции кислотного состава при приемистости более 1,0 м3/(МПа·ч) в него дополнительно закачивают текучий высоковязкий материал, снижающий не менее чем в полтора раза приемистость интервала обработки на время реагирования с породой всех порций кислотного состава, при этом объем первой порции кислотного состава определяют из условия полного растворения породы в интервале обработки до увеличения радиуса скважины не менее чем в 1,5-2,0 раза. Объем каждой последующей порции кислотного состава определяют из выражения: где Vкi - объем закачки i-ой порции кислотного состава, м3; Vк1 - объем закачки 1-ой порции кислотного состава, м3; a - коэффициент растворения породы единичной массой кислотного состава; ρк - плотность кислотного состава, кг/м3; ρп - плотность породы, кг/м3. Закачку порций кислотных составов повторяют до получения суммарного объема 0,2-0,5 м3 на погонный метр интервала обработки, причем в последнюю порцию кислоты добавляют вещество, замедляющее скорость реакции кислоты не менее чем в 5-100 раз.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - совместимость состава обработки пласта с пластовыми жидкостями, ингибирование кислотной коррозии, образования эмульсий и смолообразования. Многофункциональный кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта содержит, мас.%: соляную кислоту (в пересчете на НСl) 1,0-24,0; деэмульгатор 0,2-1,5; ингибитор коррозии 0,002-3,0; хлорид олова или меди или SCA-2000-M, или SCA-90-M, или аскорбиновую кислоту 0,2-5,0; воду остальное. Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с проницаемостью 0,5-400 мД включает закачку в скважину указанного выше кислотного состава в объеме 0,1-4,0 м3 на погонный метр перфорированной мощности пласта с последующей продавкой в глубь пласта, проведение технологической выдержки и удаление продуктов реакции. 2 н. и 9 з.п. ф-лы, 5 табл., 49 пр.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности. Технический результат - повышение эффективности кислотной стимуляции карбонатных коллекторов за счет выравнивания скоростей кислотных реакций с различными структурно-генетическими типами известняков, содержащихся в породе продуктивного пласта, создания разветвленной сети флюидопроводящих каналов в виде червоточины, предотвращения формирования сладж-комплексов, образовавшихся в процессе кислотной стимуляции. Способ обработки призабойной зоны пласта включает закачку углеводородного растворителя, закачку кислотной композиции, содержащей галоидоводородную кислоту, органическую кислоту, анионоактивные, неионогенные и катионоактивные поверхностно-активные вещества, продавку кислотной композиции в глубину пласта продавочной жидкостью, осуществление технологической выдержки и извлечение отработанного раствора созданием депрессии в скважине. Причем перед закачкой кислотной композиции выравнивают скорости ее реакции с типами породы из обрабатываемой зоны, выравнивание скорости реакции с типами породы из обрабатываемой зоны считают достигнутым при отношении максимальной и минимальной скоростей реакций для определенных типов породы не большем двух; снижают величину межфазного натяжения до величины, при которой происходит формирование канала проникновения кислотной композиции в пласт в виде доминантной червоточины; уменьшают величину проявления техногенной нагрузки до содержания сладж-комплексов не более 1% комплексированием и изменением содержания анионоактивных, неионогенных и катионоактивных поверхностно-активных веществ при полученных величинах замедления скорости кислотной реакции и межфазного натяжения. 2 з.п. ф-лы, 6 табл., 7 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с преимущественно поровым типом коллектора. Способ снижения водопритока к скважинам включает выбор добывающей скважины. Закачивают в добывающую скважину рабочий агент. Осуществляют пуск скважины в добычу. При этом предварительно проводят лабораторные исследования на керне рассматриваемого пласта, в ходе которых выявляют возможность миграции мелкодисперсных глинистых частиц из пор под действием рабочего агента и забивания ими поровых каналов, определяемой снижением фазовой проницаемости коллектора по воде не менее чем в 1,5 раза. В качестве рабочего агента для закачки используют воду с общей минерализацией солей не более 5 г/л - малосольную воду, плотностью не более 1080 кг/м3. Закачку малосольной воды на скважине осуществляют с начальным расходом, превышающим максимальный исторический дебит жидкости данной скважины не менее чем в два раза. Закачку ведут в течение времени не менее пяти суток, после чего скважину пускают в работу при тех же режимах, что и до закачки. Циклы закачки малосольной воды повторяют при росте обводненности скважины на 10-30% относительно обводненности после проведения предыдущего цикла закачки и отбора закаченной воды. При этом объём закачки малосольной воды в каждом последующем цикле увеличивают не менее чем в 1,5 раза. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции водопритока к скважинам и увеличение коэффициента нефтеизвлечения залежи. 2 пр.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2015-07-10 2015-07-10T11:45:25
Наверх