Способ поинтервального гидравлического разрыва карбонатного пласта в горизонтальном стволе скважины с подошвенной водой

Авторы патента:

Салимов Олег Вячеславович (RU)

Гирфанов Ильдар Ильясович (RU)

Махмутов Ильгизар Хасимович (RU)

Зиятдинов Радик Зяузятович (RU)

Мансуров Айдар Ульфатович (RU)

E21B43/27 - с использованием разъедающих веществ, например кислот

Владельцы патента RU 2558058:

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

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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами с применением гидравлического разрыва пласта преимущественно в карбонатных породах с подошвенной водой.

Известен способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины (патент RU №2472926, МПК E21B 43/267, опубл. 20.01.2013, бюл. №2), включающий спуск пакера в скважину на колонне труб с последующей его посадкой в скважине, формирование трещин напротив фильтров последовательно в различных интервалах продуктивного пласта, вскрытого горизонтальным стволом, подачей жидкости гидроразрыва через фильтр, установленный в каждой из соответствующих каждому из этих интервалов частей горизонтального ствола с изоляцией остальных его частей, при этом определяют направление горизонтального ствола относительно направления минимального главного напряжения, затем изолируют интервал, подлежащий гидравлическому разрыву пласта (ГРП), от остальных участков горизонтального ствола посадкой сдвоенных пакеров, затем открывают клапан, размещенный внутри колонны труб между сдвоенными пакерами напротив фильтра, если направление горизонтального ствола параллельно направлению минимального главного напряжения, то гидравлический разрыв пласта производят закачкой разрывной жидкости с образованием поперечных трещин относительно горизонтального ствола, с последующим креплением поперечных трещин закачкой жидкости с алюмосиликатным проппантом, с постепенным увеличением его фракции от 20/40 меш. до 16/30 меш., если направление горизонтального ствола перпендикулярно направлению минимального главного напряжения, то ГРП производят закачкой разрывной жидкости с образованием горизонтальных трещин относительно горизонтального ствола с последующим креплением горизонтальных трещин закачкой жидкости с облегченным проппантом с фракцией 20/40 меш., по окончании ГРП скважину закрывают на технологическую паузу в течение 0,5 ч, после чего на устье скважины на колонну труб устанавливают регулируемый штуцер и производят излив отработанной проппантной жидкости из пласта по колонне труб на устье скважины до закрытия клапана, при этом в процессе излива регулированием штуцера добиваются того, чтобы давление в колонне труб стало на 2-3 МПа меньше давления при открытии скважины после технологической паузы, после чего производят распакеровку пакера и перемещают колонну труб в другую часть горизонтального ствола, и вышеописанный процесс по проведению ГРП в горизонтальном стволе скважины повторяют в зависимости от количества интервалов горизонтального ствола, оснащенных фильтрами в различных его частях.

Недостатками способа являются:

- во-первых, низкая эффективность реализации способа, обусловленная креплением продольных и поперечных трещин, образованных из горизонтального ствола скважины проппантом, поэтому при последующей добыче из поперечных и особенно продольных трещин, образованных в продуктивном пласте, в горизонтальный ствол скважины будут выходить зерна проппанта, что приведет к смыканию трещин и резкому снижению пропускной способности трещин пласта в прискважинной зоне;

- во-вторых, большая продолжительность реализации способа, связанная с многократным проведением ГРП в горизонтальном стволе и проведением гидромеханической щелевой перфорации обсадной колонны (хвостовика) спуском перфоратора на колонне труб;

- в-третьих, большие материальные и финансовые затраты на реализацию способа, связанные с обсаживанием горизонтального ствола обсадной колонной (или хвостовиком) с последующим его цементированием.

Также известен способ многократного гидравлического разрыва горизонтального ствола скважины (патент RU №2362010, МПК E21B 43/267, опубл. 20.07.2009, бюл. №20), включающий формирование трещин последовательно в различных интервалах продуктивного пласта, вскрытого горизонтальным стволом скважины, путем установки пакера, подачи жидкости гидроразрыва через фильтр, установленный в каждой из соответствующих каждому из этих интервалов частей горизонтального ствола с изоляцией остальных его частей, установку пакера осуществляют в вертикальном стволе скважины, первоначально гидроразрыв осуществляют в интервале пласта с наибольшей проницаемостью подачей жидкости-носителя с проппантом с установкой «головы» проппантовой пробки, перекрывающей соответствующий участок горизонтального ствола, между фильтрами с указанной изоляцией путем формирования полимерной корки на соответствующих фильтрах, повторяют указанную операцию на каждом из остальных интервалов последовательно по степени снижения их проницаемости с предварительным удалением корки с соответствующего этому интервалу фильтра, причем полимерную корку формируют путем подачи в скважину химического состава, а ее удаление осуществляют жидкостью-растворителем с содержанием разрушителя геля 0,6-1,2 кг/м³ воды.

Недостатками способа являются:

- во-первых, низкая эффективность реализации способа в карбонатных коллекторах, обусловленная креплением трещин проппантом, поэтому при последующей добыче из закрепленных трещин будет выходить проппант, что приведет к смыканию трещин и резкому снижению пропускной способности трещин пласта в прискважинной зоне;

- во-вторых, низкая надежность реализации способа, связанная с тем, что при удалении полимерной корки жидкостью-растворителем разрушителем гелей жидкость будет «уходить» в тот интервал фильтра, где полимерная корка будет удалена раньше, при этом в других интервалах фильтра полимерная корка удалится лишь частично, возможно закупорив отверстия фильтра или не удалится вовсе, что будет препятствовать притоку нефти в горизонтальный ствол скважины в процессе последующей эксплуатации и снизит эффективность проведенного ГРП;

- в-третьих, большая продолжительность проведения ГРП, обусловленная тем, что пакер устанавливается в вертикальном стволе скважины, а ГРП проводится поинтервально в зависимости от проницаемости пласта, поэтому при необходимости проведения ГРП через фильтр в средней части горизонтального ствола скважины необходимо изолировать части фильтра в «пятке» и «носке» закачкой химического состава с образованием полимерной корки, провести ГРП в средней части фильтра с последующим удалением полимерного состава из части фильтров в «пятке» и «носке» горизонтального ствола скважины. В дальнейшем этот процесс повторяется для другого участка фильтра горизонтального ствола скважины, имеющего большую проницаемость.

Наиболее близким по технической сущности является способ гидроразрыва пласта в горизонтальном стволе скважины (патент RU №2401942, МПК E21B 43/26, опубл. 20.10.2010, бюл. №29), включающий бурение горизонтального ствола скважины, бурение горизонтального ствола скважины в нефтенасыщенной части продуктивного пласта с цементированием кольцевого пространства между обсадной колонной и горной породой продуктивного пласта горизонтального ствола скважины, перфорацию обсадной колонны, спуск колонны труб с пакером в скважину, перфорацию и формирование трещин ГРП закачкой жидкости разрыва в горизонтальном стволе скважины последовательно, начиная с конца, дальнего от оси вертикального ствола скважины, сообщающих горизонтальный ствол скважины с продуктивным пластом, при этом при проведении очередного гидравлического разрыва каждый перфорированный участок, через который производят ГРП, изолируют от остальной части колонны пакерами, при этом бурение горизонтального ствола скважины осуществляют в нефтенасыщенной части продуктивного пласта с цементированием кольцевого пространства между обсадной колонной и горной породой горизонтального ствола скважины, а перфорацию горизонтального ствола скважины, азимутально сориентированную интервалами, производят с помощью гидромеханического щелевого перфоратора, спущенного в скважину на колонне труб за одну спуско-подъемную операцию, после чего спускают пакеры, отсекая каждый интервал, равный длине сформированной щели, от остальной части колонны, а ГРП в горизонтальной части ствола скважины производят последовательно, начиная с дальнего от оси вертикального ствола скважины перфорированного участка горизонтального ствола скважины, причем гидромеханическую щелевую перфорацию выполняют двухстороннюю, формируя щели, которые расположены относительно друг друга на 180° в вертикальной плоскости напротив друг друга, относительно оси горизонтального ствола скважины в одном интервале, либо выполняют одностороннюю гидромеханическую щелевую перфорацию с поворотом на 180° в вертикальной плоскости относительно оси горизонтального ствола скважины, поочередно через каждый последующий интервал в шахматном порядке, равный длине сформированной щели, либо при малой толщине продуктивного пласта и при наличии активной подошвенной воды производят одностороннюю гидромеханическую щелевую перфорацию в направлении кровли пласта.

Недостатки данного способа:

- во-первых, не контролируемое развитие трещины в высоту, обусловленное тем, что созданная в процессе ГРП трещина развивается неуправляемо, так как горизонтальный ствол в пласте пробурен без учета направления главного напряжения в пласте, кроме того, при наличии подошвенной воды хаотично развивающаяся трещина с высокой вероятностью приведет к прорыву воды из водопроявляющего пласта в горизонтальный ствол скважины и результатом проведенного ГРП станет обводнение горизонтального ствола скважины;

- во-вторых, низкая эффективность развития трещины в процессе ГРП, обусловленная высокими гидравлическими сопротивлениями в перфорационных отверстиях обсаженного ствола, высокие давления ГРП, создаваемые на устье скважины в процессе ГРП;

- в-третьих, низкое качество проведения ГРП, связанное с выходом проппанта, которым закреплена трещина ГРП в горизонтальном стволе скважины и, как следствие, смыкание трещины;

- в-четвертых, длительность проведения ГРП, связанная с проведением всего цикла технологического процесса поинтервального гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины только с применением колонны насосно-компрессорных труб;

- в-пятых, высокие финансовые затраты при реализации способа, обусловленные обсаживанием хвостовиком горизонтального ствола скважины с последующим его цементированием в горизонтальном стволе.

Техническими задачами предложения являются создание способа, позволяющего исключить развитие трещины в процессе гидроразрыва в направлении водопроявляющего пласта с подошвенной водой, а также повышение эффективности и надежности проведения ГРП за счет исключения заполнения трещины проппантом путем травления трещины загущенной кислотой, сокращение продолжительности и снижение финансовых затрат на реализацию способа.

Поставленные технические задачи решаются способом поинтервального гидравлического разрыва карбонатного пласта в горизонтальном стволе скважины с подошвенной водой, включающим бурение горизонтального ствола скважины в продуктивном пласте с цементированием кольцевого пространства между обсадной колонной и горной породой, 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.

Новым является то, что 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.

Сущность предложения заключается в том, что бурение горизонтального ствола скважины в продуктивном пласте осуществляют с учетом главного напряжения горных пород, а перед проведением ГРП в горизонтальном стволе с подошвенной водой в виде водопроявляющего пласта осуществляют предварительную закачку в участок горизонтального ствола, подлежащий гидроразрыву, вязкоупругого геля, который блокирует дренируемые участки горизонтального ствола в нижней части. Выполнение этих двух условий позволяет предотвратить развитие трещин вниз по высоте в направлении водопроявляющего пласта в процессе проведения ГРП.

Применение загущенной кислоты в процессе проведения многократного ГРП обеспечивает более глубокое проникновение в пласт кислоты за счет блокировки гелем высокопроницаемых дренируемых участков пласта, при этом происходит травление горной породы кислотой с минимальной фильтрацией кислоты в горную породу, вследствие чего повышается эффективность развития трещины.

На фигурах 1, 2, 4, 5 схематично и последовательно изображен предлагаемый способ.

На фиг. 3 схематично изображено сечение горизонтального ствола с перфорационным отверстием.

Способ реализуют следующим образом.

Горизонтальный ствол 1 (см. фиг. 1) скважины 2 в продуктивном пласте 3 при наличии подошвенной воды в виде водопроявляющего пласта 4 бурят параллельно направлению максимального напряжения - σ_мах. Спускают обсадную колонну 5 в скважину до кровли 6 продуктивного пласта 3 и цементируют кольцевое пространство 7 между обсадной колонной и горной породой.

Затем в горизонтальный ствол 1 скважины 2 на колонне гибких труб (ГТ) 8 (см/ фиг. 2) спускают перфоратор (на фиг. 1, 2, 3, 4 и 5 не показан) и выполняют перфорационные отверстия 9 (см. фиг. 1 и 3) в горизонтальном стволе скважины в один ряд (на фиг. 1, 2, 4, 5 показано условно) в направлении кровли 6 (см. фиг. 1) продуктивного пласта 3.

В качестве перфоратора применяют перфорационную систему ПК114КЛ ORION с кумулятивным зарядом ORION102-02, обеспечивающим глубину пробития 1=1200 мм с диаметром отверстий d=10 мм (см. фиг. 3), изготовителем которого является ЗАО «Взрывгеосервис» (Республика Башкортостан, г. Нефтекамск, ул. Магистральная, 19).

Перфорационные отверстия 9, выполненные в горизонтальном стволе 1 скважины 2, позволяют добиться необходимой геометрии трещины, создаваемой при последующем проведении ГРП.

Извлекают колонну ГТ 8 с перфоратором из скважины, демонтируют перфоратор, после чего оснащают снизу колонну ГТ 8 надувным пакером 10, спускают колонну ГТ 8 до забоя 11, например, 300 м горизонтального ствола 1 скважины 2.

Производят осевое перемещение колонны ГТ 8 от устья к забою на расстояние 50 м со скоростью 0,5 м/мин и одновременной закачкой вязкого геля 12 с плотностью (ρ_г=1170 кг/м³), большей плотности воды (ρ_в=1000 кг/м³), в объеме, обеспечивающем заполнение кислотным вязкоупругим составом.

Кислотный вязкоупругий состав предварительно готовят в емкости (на фиг. 1, 2, 3, 4 и 5 не показано) на устье скважины 2 в следующем соотношение на 1 м, % мас.:

гелеобразователь	12,0
22% соляная кислота (HCl)	22,5
пресная вода	65, 5

нижней части сечения горизонтального ствола скважины на 2/3 диаметра (см. фиг. 2) горизонтального ствола 1 скважины 2. После чего сажают надувной пакер 10 и производят ГРП закачкой загущенного кислотного состава в интервале L=50 м, т.е. в отсеченном интервале 250-300 м, % мас.:

гелеобразователь	12,0
22% соляная кислота (HCl)	68,0
пресная вода	20,0

с последующим заполнением гелированной жидкостью с деструктором 13 перфорационных отверстий 9 (см. фиг. 2 и 3) и верхней части сечения горизонтального ствола 1 скважины 2 на 1/3 диаметра горизонтального ствола 1.

Бурение горизонтального ствола 1 скважины 2 в продуктивном пласте 3 параллельно направлению максимального напряжения - σ_мах и предварительная закачка в участок горизонтального ствола 1, подлежащий гидроразрыву, вязкоупругого геля, который блокирует дренируемые участки горизонтального ствола в нижней части, позволяют предотвратить развитие трещин вниз по высоте в направлении водопроявляющего пласта 4 в процессе проведения ГРП.

Производят распакеровку надувного пакера 10, далее производят поинтервальные гидравлические разрывы продуктивного пласта 4 в оставшейся части горизонтального ствола 1, для этого вышеописанные операции повторяют, начиная с осевого перемещения колонны ГТ 8 от забоя 11 (см. фиг. 3) к устью скважины 2 до заполнения обработанного интервала гелированной жидкостью с деструктором.

По окончании выполнения поинтервального ГРП по всему горизонтальному стволу 1 скважины 2 производят освоение скважины свабированием (на фиг. 1, 2, 3, 4, 5 не показано).

В процессе свабирования вязкоупругий гель разжижается при контакте с пластовыми флюидами, деблокирует дренируемые участки горизонтального ствола скважины и извлекается из скважины.

Повышается эффективность развития трещины, которая создается в открытом горизонтальном стволе 1 скважины 2, вследствие чего снижаются гидравлические сопротивления в перфорационных отверстиях 9 горизонтального ствола 1 и снижаются давления ГРП, создаваемые на устье скважины 2 в процессе ГРП.

Повышается качество проведения ГРП, связанное с тем, что трещина ГРП травится кислотой, а не крепится проппантом, что исключает быстрое смыкание трещины.

Сокращается длительность проведения ГРП, связанная с проведением всего цикла технологического процесса проведения поинтервального ГРП в горизонтальном стволе с использованием колонны гибких труб 8.

Снижаются финансовые затраты при реализации способа за счет исключения обсаживания хвостовиком горизонтального ствола 1 скважины 2 и его последующего цементирования.

Предлагаемый способ поинтервального гидравлического разрыва карбонатного пласта в горизонтальном стволе скважины с подошвенной водой позволяет:

- исключить развитие трещины ГРП в направлении водоносного пласта;

- повысить эффективность развития трещины;

- повысить качество проведения ГРП;

- сократить длительность проведения ГРП;

- снизить финансовые затраты на реализацию способа.

Способ поинтервального гидравлического разрыва карбонатного пласта в горизонтальном стволе скважины с подошвенной водой, включающий бурение горизонтального ствола скважины в продуктивном пласте с цементированием кольцевого пространства между обсадной колонной и горной породой, 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, отличающийся тем, что 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

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.

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.

Составы для обработки скважин с замедленным высвобождением для использования в жидкостях для обработки скважин // 2555970

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.

Способ разглинизации призабойной зоны низкопроницаемого низкотемпературного терригенного пласта // 2555173

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - увеличение проницаемости осушенной призабойной зоны пласта, повышение степени разглинизации призабойной зоны и повышение производительности скважин.

Способ кислотной обработки призабойной зоны карбонатного коллектора // 2554983

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - выравнивание профиля притока добывающих скважин в неоднородных по проницаемости карбонатных пластах, создание новых флюидопроводящих каналов по всей перфорированной толщине пласта, восстановление коллекторских свойств призабойной зоны за счет ее очистки от кольматирующих твердых частиц.

Способ поинтервальной кислотной обработки горизонтальной скважины, эксплуатирующей карбонатный коллектор // 2554962

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%.

Способ кислотной обработки нефтяного пласта // 2551612

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.

Способ разработки нефтяной залежи // 2551580

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

Способ большеобъемной селективной кислотной обработки (бско) добывающих скважин в карбонатных коллекторах // 2547850

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

Способ гидроразрыва карбонатного пласта // 2547191

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.

Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта // 2545582

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.

Способ прогрева призабойной зоны скважины и устройство для его осуществления // 2559975

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.

Способ обработки продуктивного карбонатного пласта // 2565293

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.

Способ обработки призабойной зоны пласта // 2566344

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.

Способ изоляции подошвенной воды // 2569941

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.

Способ обработки продуктивного карбонатного пласта // 2570159

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.

Способ поинтервальной обработки продуктивного пласта с открытым горизонтальным стволом скважины // 2570179

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.

Многофункциональный кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта и способ кислотной обработки призабойной зоны пласта // 2572401

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.

Способ обработки призабойной зоны скважины // 2576252

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.

Способ снижения водопритока к скважинам // 2576726

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.

Способ кислотной обработки карбонатного пласта // 2579042

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки, увеличение нефтеотдачи, повышение надежности реализации способа. Способ кислотной обработки карбонатного пласта включает выделение интервалов обработки вскрытого скважиной с открытым стволом в нефтенасыщенных породах карбонатного пласта. Затем колонну гибких труб ГТ оснащают снизу вверх: гидромониторной насадкой, гидравлическим отклонителем и ограничителем, спускают колонну ГТ в скважину и устанавливают гидравлический отклонитель напротив выделенного интервала обработки открытого горизонтального ствола, ближайшего к забою скважины. Затем выполняют боковые каналы, при этом создают давление в гидравлическом отклонителе закачкой 22%-ного водного раствора соляной кислоты в колонну ГТ, при этом гидравлический отклонитель поворачивается и прижимает гидромониторную насадку к стенке открытого ствола. Поднимают гидравлическое давление в колонне ГТ и производят выработку породы с образованием первого бокового канала с одновременным спуском колонны ГТ со скоростью 0,05 м/с до упора ограничителя в стенки открытого ствола. Далее сбрасывают до нуля давление в колонне ГТ и извлекают колонну ГТ из первого бокового канала в открытый ствол. Вновь создают в гидравлическом отклонителе избыточное давление закачкой 22%-ного водного раствора соляной кислоты в колонну ГТ, при этом гидравлический отклонитель поворачивается на 90° по периметру открытого ствола и прижимает гидромониторную насадку к стенке открытого ствола. После этого из интервала с первым боковым каналом аналогично выполняют второй боковой канал из открытого ствола, после чего извлекают колонну ГТ из второго бокового канала в открытый ствол. Аналогичным образом в одном интервале выполняют третий и четвертый боковые каналы из открытого ствола. По окончании выполнения четырех боковых каналов заменяют 22%-ный водный раствор соляной кислоты на 10%-ный и аналогичным образом последовательным поворотом гидравлического отклонителя на 90° и осевым перемещением колонны труб в боковой канал по периметру открытого ствола поочередно выполняют кислотное воздействие во всех четырех боковых каналах в одном с созданием в каждом боковом канале разветвленной сети искусственной трещиноватости, аналогичным образом производят кислотную обработку карбонатного пласта в остальных выделенных интервалах обработки в нефтенасыщенных породах карбонатного пласта. 7 ил.