Состав для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и используется для регулирования профилей приемистости нагнетательных скважин. Состав для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, содержащий соль алюминия и воду, в качестве соли алюминия содержит хлорид и/или сульфат алюминия и дополнительно - технические лигносульфонаты на натриевой основе, соляную кислоту и нефтепродукты с вязкостью 1-30 мПа·с при следующем соотношении компонентов, мас. %: хлорид и/или сульфат алюминия 7-25, вода 5-50, лигносульфонаты технические 15-40, соляная кислота 0,2-0,5, нефтепродукты 15-40. Технический результат - повышение селективной и кольматирующей способности состава для пород повышенной проницаемости. 1 з.п. ф-лы, 5 ил., 1 табл., 3 пр.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и используется для регулирования профилей приемистости нагнетательных скважин.

Известен состав обратных эмульсий для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин и/или изоляции водопритока в добывающих скважинах (патент РФ на изобретение №2126082, Е21В 43/22, 1999), включающий воду, масляную фазу в виде жидких нефтяных углеводородов парафинового ряда, эмульгатор, включающий сырую тяжелую асфальтово-смолистую нефть с высоким содержание металлопорфириновых комплексов в качестве эмульгирующего компонента и ароматический углеводород в качестве растворителя.

Недостатком известного состава является применение специальных диспергирующих устройств для приготовления тонкодисперсных эмульсий с размером глобул не более 10 мкм, а также высокая вязкость получаемой концентрированной эмульсии, что ограничивает область применения данного состава лишь для обработки высокопроницаемых и трещиноватых коллекторов.

Известен состав для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин (патент РФ на изобретение №2157451, Е21В 43/22, 2000), содержащий водный раствор силиката натрия совместно с цеолитсодержащей породой, предварительно обработанной кислотой.

Недостатками известного состава являются наличие взвешенных твердых частиц, которые имеют низкую проникающую способность в породы пласта, отсутствие компонентов, регулирующих время гелеобразования, а также низкая эффективность состава в условиях низкой минерализации пластовых вод.

Известен состав (патент РФ на изобретение №2160832, Е21В 43/22, Е21В 33/138, 2000), содержащий соляную кислоту (1-3%) и силикат натрия (1-15%) с низким значением pH (1,5-2) в качестве первой оторочки, с последующей закачкой отдельно концентрированного раствора силиката натрия для повышения pH среды до 5-8.

Недостатком данного состава является неконтролируемое гелеобразование состава за счет смешивания его с пластовыми водами.

Известен гелеобразующий состав - дисперсия в воде полиакриламида, ацетата, хрома, оксида магния и гуара (патент РФ на изобретение №2382185, Е21В 43/22, С09К 8/90, 2010).

Недостатками данного состава являются относительно высокая вязкость образующегося состава до сшивки, низкая фильтруемость состава в породе пласта и образование проницаемой корки в призабойной зоне скважин, сложность приготовления качественного однородного состава в прискважинных условиях, сложность последующего разрушения состава в пласте при необходимости, сложность регулирования времени сшивки состава.

Известен состав для изоляции водопритока к скважинам и повышения нефтеотдачи по патенту РФ на изобретение №2076202, Е21В 43/22, 1996, содержащий соли алюминия, карбамид и воду. Известный состав принят в качестве ближайшего аналога.

Недостатком состава является образующийся гель, который неустойчив вследствие синерезиса при повышенных пластовых температурах.

Технической задачей изобретения является повышение селективных свойств состава для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин по отношению к горным породам разной проницаемости за счет повышения степени кольматации для пород повышенной проницаемости.

Техническим результатом является повышение селективной и кольматирующей способности состава для пород повышенной проницаемости.

Технический результат достигается тем, что состав для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, содержащий соль алюминия и воду, согласно изобретению в качестве соли алюминия содержит хлорид и/или сульфат алюминия и дополнительно содержит технические лигносульфонаты на натриевой основе, соляную кислоту и нефтепродукты с вязкостью 1-30 мПа·с при следующем соотношении компонентов, мас. %:

- соли алюминия - 7-25;

- вода - 5-50;

- лигносульфонаты технические - 15-40;

- соляная кислота - 0,2-0,5;

- нефтепродукты- 15-40.

Кроме того, в составе в качестве нефтепродуктов может быть использована дегазированная нефть.

Технический результат обеспечивается тем, что состав для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин включает осадкообразующий компонент - сульфат и/или хлорида алюминия 7-25 мас. %; воду 5-50 мас. %; соляную кислоту 0,2-0,5 мас. %, технические лигносульфонаты на натриевой основе 15-40 мас. % и нефтепродукты с вязкостью 1-30 мПа·с 15-40 мас. %, например, в виде дегазированной нефти, гексановой фракции, дизельного топлива и др. Использование состава, в котором количество компонентов больше или меньше указанного, приводит либо к снижению кинематической вязкости, либо к ее чрезмерному увеличению. Состав с меньшей кинематической вязкостью будет проникать не только в высокопроницаемые, но и в низкопроницаемые слои, при этом осаждение состава в высокопроницаемых слоях будет недостаточным для снижения их проницаемости, т.е. состав не будет обладать нужными кольматирующими и селективными свойствами. В результате слишком высокого увеличения вязкости состав будет невозможно закачать в пласт.

В составе используют соли алюминия Al2(SO4)3 и/или AlCl3, так как при взаимодействии их с карбонатной породой (СаСО3) и водой образуется кристаллический гидроксид алюминия (Al(ОН)3), который выпадает в осадок. Технические лигносульфонаты вводят в состав для усиления осадкообразующих свойств, взаимодействуя с водой, они образуют гелеобразную структуру, которая содержит внутри себя кристаллический гидроксид алюминия, который кольматирует высокопроницаемые каналы.

Содержание соляной кислоты придает составу свойства кислой среды с пониженными значениями показателя pH, при которых облегчается процесс приготовления состава за счет более интенсивного растворения алюмосодержащих веществ и удержания их в растворенном состоянии. При нейтрализации кислоты после нагнетания состава в призабойную зону скважины показатель кислотности pH увеличивается, и создаются условия для гелеобразования в закачиваемом составе.

Неуглеводородные лиофильные компоненты, а именно водный раствор солей алюминия в смеси с соляной кислотой и лигносульфонатом техническим на натриевой основе, в заявляемых количественных пределах облегчают поступление состава в водонасыщенную часть разреза.

Наличие в составе для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин нефтепродуктов, особенно в виде дегазированной нефти, повышает вязкостные свойства состава, что указывает на повышение селективных свойств состава, так как позволяет ему проникать, главным образом, в наиболее проницаемую часть обрабатываемого пласта. С увеличением содержания нефтепродуктов до 35-40% вязкость состава достигает 100-200 мм2/с. Изменение количества входящих в состав компонентов в заданных интервалах позволяет регулировать вязкость состава в широких пределах и задавать высокие кольматирующие и селективные свойства. При отсутствии в составе нефтепродуктов кинематическая вязкость водных растворов химически чистого хлористого алюминия или сернистого алюминия с добавками в них технических лигносульфонатов составляет 20-40 мм2/с, что недостаточно для кольматирующего и селективного воздействия на призабойную зону скважины с пропластками различной проницаемости. Проникновение таких растворов может быть значительным как в высокопроницаемые, так и в низкопроницаемые пропластки, что существенно снижает эффективность обработки по регулированию профилей приемистости нагнетательных скважин.

На фиг. 1 представлено изменение проницаемости образцов керна терригенных пород после прокачки заявляемого состава с содержанием: 10%Al2(SO4)3+20%ЛСТ+0,5%HCl+20% нефти, остальное вода, и состава, где нефтепродукты отсутствуют.

На фиг. 2 представлено изменение проницаемости образцов керна терригенных и карбонатных пород при прокачке заявляемого состава с содержанием: 10%Al2(SO4)3+20%ЛСТ+0,5%HCl+20% нефти, остальное вода.

На фиг. 3 показана фильтруемость различных составов с близкими вязкостными свойствами через образцы керна с разной проницаемостью.

На фиг. 4 показано изменение проницаемости образцов керна терригенных пород после прокачки заявляемого состава с содержанием компонентов и значениями вязкости нефтепродукта, приведенными в таблице 1.

На фиг. 5 показана фильтруемость составов, приведенных в таблице 1, через образцы керна с разной проницаемостью.

Осадкообразующий состав для выравнивания профиля приемистости скважины готовят следующим образом.

Приготовление осадкообразующего состава осуществляют путем последовательного внесения и перемешивания солей алюминия, воды и соляной кислоты. В полученный раствор вводят расчетное количество технических лигносульфонатов на натриевой основе. Компоненты перемешивают путем циркуляции с помощью цементировочного агрегата и технологических емкостей в течение 30-40 мин. Затем в состав вводят нефть с перемешиванием до получения нерасслаивающейся стабильной эмульсии. Приготовление состава начинают за 2-3 часа до закачки его в скважину.

Пример 1 с использованием продукта Казанского завода «Нефтеоргсинтез».

Для приготовления 1 м3 состава берут, мас. %:

- хлористого алюминия - 25;

- воды - 14,5;

- лигносульфоната технического на натриевой основе - 20,0;

- соляной кислоты - 0,5;

- дегазированной нефти с вязкостью 1,45 мПа·с.

Пример 2 с использованием продукта Пермского химического завода.

Для приготовления 1 м3 состава берут, мас. %:

- хлористого алюминия - 7;

- соляной кислоты - 0,5;

- лигносульфонатов - 40;

- дегазированной нефти с вязкостью 17 мПа·с;

- воды - 12,5.

Пример 3 с использованием продукта «Касофт» с формулой Al2(SO)4·2OHCl·16H2O, ТУ 2458-264-05765670-99. Продукт «Касофт» представляет собой смесь хлорида и сульфата алюминия. Используется в виде водного раствора. При использовании продукта «Касофт» в качестве осадкообразующего компонента необходимость в добавлении соляной кислоты отпадает, так как она содержится в составе продукта «Касофт» (мас. % соляной кислоты составляет 0,5).

1 м3 состава, включающего продукт «Касофт» содержит, мас. %

- смесь хлорида и сульфата алюминия - 16,0;

- воды - 19,5;

- соляной кислоты - 0,5;

- лигносульфонатов - 33,0;

- дегазированной нефти с вязкостью 28,7 мПа·с - 23,0.

В качестве осадкообразующего компонента могут быть использованы:

- алюминий сернокислый (технический с содержанием Al2O3 - 7-8%) (ГОСТ 3758-75);

- алюмохлорид марки «А» и «Б», ТУ-38.102612-88;

- алюмохлорид (жидкий), ТУ-2152-013-56807-2002.

Лигносульфонаты технические на натриевой основе используют марки «А», ТУ-13-6281036-029-94.

Кислота соляная, ГОСТ (3118-77);

«Касофт» ТУ 2458-264-05765670-99.

Объем состава для обработки нагнетательной скважины определяют из расчета заполнения пустотного пространства околоскважинной части пласта в радиусе 5-8 м по следующей формуле:

Vком=0,5π·r2·h·m; (м3)

где r - радиус зоны проникновения, м; h - эффективная толщина пласта, м; m - пористость, д. ед.

Повышение кольматирующих и селективных свойств отражают опыты по изменению проницаемости образцов керна после обработки образца заявляемым составом. Опыты проводили в лабораторных условиях на установке для исследования проницаемости кернов (УИПК) при температуре 20-22°C и давлении гидрообжима образцов 3,5 МПа. Диаметр образцов керна составлял 25,2 мм, длина от 25 до 35 мм. Через образцы керна осуществляли фильтрацию 5% раствора хлористого кальция, затем прокачивали осадкообразующий состав и снова проводили фильтрацию 5% раствора хлористого кальция при постоянном расходе. Определяли начальную проницаемость образца и проницаемость после обработки осадкообразующим составом.

Результаты опытов показали значительное снижение проницаемости образцов керна после воздействия осадкообразующего состава (фиг. 4).

Например, опыты показали снижение проницаемости керна после прокачки осадкообразующего состава: 10%Al(SO4)3+20%ЛСТ+0,5%HCl+20%нефти, остальное вода (состав 11 в табл. 1), по сравнению с составом, содержащим соли алюминия при отсутствии нефти (фиг. 1). При обработке карбонатных пород заявляемым осадкообразующим составом в интервале изменения начальной проницаемости 0,05-1,1 мкм3 коэффициент снижения проницаемости составил 86-99,4%. Для терригенных пород в этом же интервале коэффициент снижения проницаемости составил от 20 до 95,2% (фиг. 2).

Для оценки степени селективности воздействия осадкообразующего состава проведены опыты по фильтрации через образцы керна, обладающие разной проницаемостью, осадкообразующего состава и 83%-ного водного раствора глицерина (фиг. 3). Обе жидкости характеризуются близкими значениями вязкости - 52 мм2/с и 51,9 мм2/с соответственно. В результате проведенных исследований было выявлено, что для прокачки осадкообразующего состава через образец керна, при прочих равных условиях, требуется давление на входе в образец керна на порядок выше, чем при прокачке 83% водного раствора глицерина. Из этого следует, что осадкообразующий состав при давлении фильтрации выше 0,2 МПа в большей степени будет проникать в высокопроницаемые породы и в меньшей степени в малопроницаемые породы, то есть заявляемый состав обладает селективными свойствами по отношению к горным породам разной проницаемости и может быть использован для регулирования профилей приемистости нагнетательных скважин. Подобные опыты проведены с составами, приведенными в таблице 1, и построены зависимости, представленные на фиг. 5.

Состав для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин используют следующим образом.

Подготовку нагнетательной скважины проводят заблаговременно. Проводят оценку технического состояния скважины и возможности закачки в скважину по колонне НКТ с посаженным пакером высоковязкого осадкообразующего состава в необходимом объеме, а также продавочной жидкости в объеме НКТ+1,5 объема скважины в интервале от забоя до пакера.

Обвязка скважины и технологического оборудования (цементировочный агрегат, технологические емкости) должна быть выполнена за 0,5-1 час до закачки осадкообразующего состава в скважину.

После приготовления осадкообразующего состава, обвязки скважины и технологического оборудования (цементировочного агрегата, технологических емкостей) ведут последовательную закачку в скважину осадкообразующего состава и продавочной жидкости (воды). Скважину закрывают на 48 часов, затем закачивают воду с определением приемистости и давления на устье.

Таким образом, изобретение позволяет повысить кольматирующие и селективные способности состава для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин.

1. Состав для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, содержащий соль алюминия и воду, отличающийся тем, что в качестве соли алюминия содержит хлорид и/или сульфат алюминия и дополнительно содержит технические лигносульфонаты на натриевой основе, соляную кислоту и нефтепродукты с вязкостью 1-30 мПа·с при следующем соотношении компонентов, мас. %:

хлорид и/или сульфат алюминия 7-25
вода 5-50
лигносульфонаты технические 15-40
соляная кислота 0,2-0,5
нефтепродукты 15-40

2. Состав по п. 1, отличающийся тем, что в качестве нефтепродуктов содержит дегазированную нефть.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к повышению нефтеотдачи пласта. Способ микробиологического повышения нефтеотдачи из нефтеносного пласта по четырем его вариантам включает обработку воды, предназначенной для закачки в нефтеносный пласт, для реализации микробиологической активности и добавление кислорода, способствующего микробиологического активности.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - увеличение коэффициента извлечения нефти.

Изобретение относится к области добычи нефти и газа и может быть использовано для снижения выноса песка в скважину. Технический результат - увеличение межремонтного пробега работы скважины и повышение добычи углеводородов.

Изобретение относится к нефтедобыче, точнее к способам увеличения дебита нефти в добывающих скважинах. В способе повышения добычи нефти, включающем закачку через добывающую скважину в пласт водной суспензии полиакриламида, обработанного ионизирующим излучением, суспензию получают смешением 1 вес.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к добыче высоковязкой нефти, в частности к вытеснению высоковязкой нефти из нефтяной залежи, расположенной в зоне распространения многолетнемерзлых пород.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - возможность постоянного контроля за изменением вязкости добываемой продукции, возможность регулирования процесса закачки, равномерный прогрев пласта, увеличение уровня добычи высоковязкой нефти и битума с одновременным снижением материальных затрат и энергозатрат.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - увеличение проницаемости осушенной призабойной зоны пласта, повышение степени разглинизации призабойной зоны и повышение производительности скважин.

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

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

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

Изобретение относится к способу обработки угля и получению из него полезных продуктов. Способ обработки угля, содержащего углеродсодержащие соединения природного происхождения, включает стадии: введение в контакт угля с одним или более сложным эфиром уксусной кислоты, выбранным из группы, состоящей из метилацетата, этилацетата, пропилацетата, изопропилацетата, н-бутилацетата, изобутилацетата, амилацетата, изоамилацетата, гексилацетата, гептилацетата, октилацетата, нонилацетата, децилацетата, ундецилацетата, лаурилацетата, тридецилацетата, миристилацетата, пентадецилацетата, цетилацетата, гептадецилацетата, стеарилацетата, бегенилацетата, гексакозилацетата и триаконтилацетата, осуществляя таким образом солюбилизацию, по меньшей мере, части углеродсодержащих соединений в угле посредством превращения углеродсодержащих соединений в соединения, которые растворяются в воде, за счет разрыва химических связей углеродсодержащих соединений в угле и/или реагирования с углеродсодержащими соединениями в угле. Заявлена также композиция для биоконверсии. Технический результат - получение полезных продуктов из солюбилизированных углеродсодержащих материалов. 2 н. и 16 з. п. ф-лы, 10 ил., 4 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к обработке добывающих и нагнетательных скважин с трудноизвлекаемыми запасами нефти. В способе увеличения нефтеотдачи пласта, включающем последовательную закачку в пласт циклами не менее двух, разбитых на равные порции оторочек полимера в воде и солевого сшивающего агента в воде с буфером воды между ними, в качестве солевого сшивающего агента используют реагент АМГ и дополнительно осуществляют закачку оторочек глинистого агента в воде и оторочек реагента многофункционального действия и спирта алифатического и/или ароматического, или отхода производства, их содержащего, с обеспечением снижения межфазного натяжения в системе «нефть-вода» до 0,005 мН/м, в следующей последовательности оторочек и при следующих их составах, мас.%: 1) 0,001-3 полимера в воде, 2) 0,0001-0,5 АМГ в воде, 3) 0,0001-20 глинистого агента в воде, 4) реагент многофункционального действия 0,1-99,9 и указанные спирт или отход остальное, при соотношении объемов состава 1) и реагента многофункционального действия равном 1: (0,06-0,25) или 1) 0,001-3 полимера в воде, 2) 0,0001-0,5 АМГ и 0,0001-20 глинистого агента в воде, 3) реагент многофункционального действия 0,1-99,9 и указанные спирт или отход остальное, при соотношении объемов состава 1) и реагента многофункционального действия равном 1:0,06-0,25. Технический результат - повышение эффективности. 3 пр., 1 табл.

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений с высокой пластовой температурой, в том числе на поздних стадиях разработки. Реагент для нефтедобычи, содержащий порошкообразный полиакриламид - ПАА, обработанный ионизирующим облучением, содержит порошкообразный ПАА с молекулярной массой 14-25 млн. ед. и степенью гидролиза 20-30%, обработанный ионизирующим облучением дозой 3-20 кГр ускоренными электронами с энергией 5-10 МэВ в составе композиции, содержащей дополнительно 5-20 мас.% от массы ПАА стабилизатора - порошка сульфата алюминия или алюмокалиевых квасцов. Способ нефтедобычи, включающий закачку в нагнетательную скважину оторочки, содержащей водный раствор хлоридов натрия и кальция с минерализацией 4-40 г/л или пластовой воды той же минерализации и указанный выше реагент при его концентрации 0,5-2,0 мас.%. Технический результат - повышение температурного предела работоспособности реагента при сохранении простоты операций. 2 н.п. ф-лы, 4 табл., 4 пр.
Изобретение относится к области нефтедобычи, а именно к способу добычи высоковязкой нефти. Технический результат - увеличение дебета скважины по добыче высоковязкой нефти за счет снижения кинематической вязкости добываемой нефти, увеличение межремонтного интервала насосного оборудования за счет снижения тяжести режима работы, снижение энергопотребления при добыче высоковязкой нефти. Способ добычи высоковязкой нефти с применением электронагрева и подачи химического реагента в заданную точку скважины содержит этапы, на которых спускают в призабойную зону скважины на колонне насосно-компрессорных труб средство подачи химического реагента в заданную точку скважины, средство нагрева продукции скважины, а также средство добычи нефти; подают первую дозу химического реагента в призабойную зону скважины при помощи средства подачи химического реагента в заданную точку скважины в течение 10-40 часов, причем в качестве химического реагента используют деэмульгатор, а первая доза химического реагента находится в диапазоне от 1 до 10 кг/сут; осуществляют в течение 10-40 часов электронагрев продукции скважины с помощью средства нагрева продукции скважины для прогрева призабойной зоны до температуры в диапазоне 50-60°C, при этом подаваемую дозу химического реагента снижают до второй дозы, причем вторая доза химического реагента составляет 0,04-0,06 кг/сут; осуществляют добычу нефти при помощи средства добычи нефти, при этом управляют подачей химического реагента и электронагревом продукции скважины с помощью средства управления, так чтобы поддерживать подачу второй дозы химического реагента, а температуру нефти - в предварительно заданном диапазоне температур, составляющем 30-60°C. 6 з.п. ф-лы.

Группа изобретения относится к гидравлическому разрыву пласта. Технический результат - улучшение проводимости пачек из мелкодисперсного расклинивающего агента. Способ получения в подземном пласте полиэлектролита в составе для обработки включает этапы введения в подземный пласт состава для обработки, содержащего предшественник полиэлектролита, и образования полиэлектролита из предшественника полиэлектролита в результате протонирования функциональных химических групп предшественника полиэлектролита, или в результате превращения функциональных химических групп предшественника полиэлектролита в соли, или в результате реакции амидной функциональной группы предшественника полиэлектролита с одним или более реагентом в составе для обработки. Способ обработки подземных пластов включает указанный выше способ получения в подземном пласте полиэлектролита в составе для обработки. 2 н. и 20 з. п. ф-лы, 5 ил., 1 табл., 7 пр.

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 и может быть использовано для приготовления водонефтяных эмульсий, применяемых в качестве технологических жидкостей при вторичном вскрытии продуктивных пластов, гидроразрыве, глушении скважин и селективной гидроизоляции с выравниванием профиля приемистости нагнетательных скважин. Эмульгатор обратных водонефтяных эмульсий содержит активное вещество и растворитель, где в качестве активного вещества содержит (12-40)% мас. в виде продукта взаимодействия окисленных триглицеридов жирных кислот (30-70)% мас. и глицерофосфатидов жирных кислот (30-70)% мас. со сложными этиленаминами (5-20)% мас., аминоспиртами в % мас. МЭА:ДЭА:ТЭА = (5-15):(55-80):(15-30); в качестве растворителя (60-88)% мас. в чистом виде нефтяные дистилляты, абсорбент А-2, спирты С2-С3 или их смеси в соотношениях % мас. (1-99):(1-99):(1-99). Техническим результатом является низкий расход эмульгатора, а также получение эмульгатора, позволяющего получить обратные водонефтяные эмульсии, высокостабильные при температуре более 95°C. 1 табл., 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, конкретно, к способам воздействия на призабойную зону нефтяного пласта или нефтяной пласт. Технический результат - повышение качества блокировки обводненных нефтяных скважин за счет большей скорости и устойчивости образующихся эмульсий, их повышенной вязкости и прочности в условиях повышенных температур. Способ включает последовательную закачку углеводородного раствора поверхностно-активного вещества и воды. Перед закачкой воды в углеводородный раствор поверхностно-активного вещества вводят дисперсную добавку в количестве 10,5-60 мас.%. Закачку углеводородного раствора поверхностно-активного вещества с дисперсной добавкой и воды осуществляют циклически с числом циклов 2-10. После этого проводят выдержку в течение 24,5-48 часов и пуск скважины в эксплуатацию. В качестве углеводородного раствора поверхностно-активного вещества используют углеводородный раствор смеси неионогенных поверхностно-активных веществ или смеси неионогенных и анионных поверхностно-активных веществ типа нефтяных или синтетических сульфонатов. В качестве дисперсной добавки используют дисперсную добавку типа кремнийсодержащего вещества или дисперсную добавку карбонатов типа баритов, или углерод, или серу, или их смеси. 1 пр., 2 табл.

Изобретение относится к применению частиц с фосфонатным ингибитором отложений в подземных работах. Способ ингибирования образования твердых отложений в подземном месторождении включает формирование ингибирующих образование твердых отложений частиц из смеси золы-уноса и средства для отверждения в среде фосфоновой кислоты, где золу-унос отверждают в твердый материал путем контакта со средством для отверждения в среде фосфоновой кислоты, суспендируя твердые частицы в жидкости для обработки, и помещение их в часть подземного месторождения или в желаемое место внутри указанной части, в которой твердые частицы высвобождают ингибитор образования твердых отложений во времени при воздействии водных жидкостей, смесь содержит, по меньшей мере, один многовалентный ион и указанные ингибирующие частицы, по меньшей мере, частично покрыты покрывающим материалом. Частицы, указанные выше. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности обработки. 2 н. и 13 з.п.ф-лы, 1 табл., 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и используется для регулирования профилей приемистости нагнетательных скважин. Состав для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, содержащий соль алюминия и воду, в качестве соли алюминия содержит хлорид иили сульфат алюминия и дополнительно - технические лигносульфонаты на натриевой основе, соляную кислоту и нефтепродукты с вязкостью 1-30 мПа·с при следующем соотношении компонентов, мас. : хлорид иили сульфат алюминия 7-25, вода 5-50, лигносульфонаты технические 15-40, соляная кислота 0,2-0,5, нефтепродукты 15-40. Технический результат - повышение селективной и кольматирующей способности состава для пород повышенной проницаемости. 1 з.п. ф-лы, 5 ил., 1 табл., 3 пр.

Наверх