Способ снижения водопритока к горизонтальным скважинам


 


Владельцы патента RU 2569101:

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

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с преимущественно поровым типом коллектора горизонтальными скважинами. Технический результат - повышение эффективности изоляции водопритока к горизонтальным скважинам и увеличение коэффициента нефтеизвлечения залежи. В способе снижения водопритока к горизонтальным скважинам, включающем выбор добывающей горизонтальной скважины, закачку в нее рабочего агента и пуск скважины в добычу, 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 и плотностью не более 1080 кг/м3 - малосольную воду и/или воду с водородным показателем pH более 8,0 д.ед. - щелочную воду. Закачку малосольной и/или щелочной воды осуществляют в выбранную добывающую скважину и ближайшую, находящуюся на расстоянии не более 500 м, нагнетательную скважину с начальным расходом, отличающимся друг от друга не более чем на 20% и большим, чем расход в нагнетательную скважину сточной или пластовой воды до проведения мероприятия. Закачку малосольной и/или щелочной воды ведут в течение времени не менее пяти суток. После добывающую скважину пускают в работу при тех же режимах, что и до закачки, а нагнетательную скважину переводят на закачку сточной или пластовой воды с расходом до проведения мероприятия. Циклы закачки малосольной и/или щелочной 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 и/или щелочной воды в каждом последующем цикле увеличивают. 4 пр.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с преимущественно поровым типом коллектора горизонтальными скважинами.

Известен способ изоляции водопритоков в горизонтальных или наклонных стволах добывающих скважин, включающий закачку в призабойную зону раствора полиакриламида и кислоты. В известном способе в качестве раствора полиакриламида используют гелеобразующий раствор полиакриламида, объемы закачки гелеобразующего раствора полиакриламида и раствора кислоты продавливают в пласт водой повышенной плотности, операции начинают от дальнего конца интервала водопритока и повторяют по мере продвижения вдоль интервала водопритока, проводят технологическую выдержку для образования геля, промывают скважину углеводородной жидкостью от дальнего конца скважины. Дополнительно перед проведением изоляции водопритоков заполняют дальний продуктивный интервал скважины кислотой, проводят технологическую выдержку в режиме ванны и продавливают кислоту в пласт (патент РФ № 2101484, кл. Е21В 43/27, опубл. 10.01.1998).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ изоляции водопритоков в горизонтальном стволе добывающих скважин, включающий закачку в призабойную зону раствора полимера, продавку раствора полимера водой, остановку скважины на время отверждения раствора полимера. В известном способе перед закачкой раствора полимера в скважину закачивают для создания профилактического фильтрационного слоя вязкую нефть с наполнителями, растворимыми в легкой нефти или кислоте, размер частиц которых больше размера пор и каналов в нефтеносной части горизонтального ствола, но меньше размеров каналов в зоне водопритока, в качестве раствора полимера используют гидрофобный полимерный тампонажный состав ГПТС, осуществляют продавку ГПТС сначала нефтью, затем водой, разбуривают отвержденный ГПТС, закачивают кислоту, или легкую нефть, или дизельное топливо, или дистиллят. Дополнительно при высокой приемистости в интервале водопритока в горизонтальный ствол после создания профилактического фильтрационного слоя в него закачивают гидрофобный тампонажный состав ГТС на основе углеводородной жидкости с гидрофильным порошковым материалом или смесь указанных ГТС и ГПТС (патент РФ № 2286447, кл. Е21В 43/27, опубл. 27.10.2006 - прототип).

Недостатком известных способов является невысокая эффективность водоизоляции ввиду недостаточного прониковения водоизоляционных составов в пласт. В результате длительность эффекта водоизоляции не превышает одного-двух месяцев. При наличии системы поддержания пластового давления также не учитывается возможность закачки водоизоляционных составов через нагнетательные скважины. Нефтеотдача залежей оказывается невысокой. Кроме того, известные способы имеют достаточно сложные технические и технологические процессы.

В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности изоляции водопритока к горизонтальным скважинам и соответственно увеличение коэффициента нефтеизвлечения залежи, разрабатываемой данными скважинами, за счет их максимально длительной работы до полного обводнения.

Задача решается тем, что в способе снижения водопритока к горизонтальным скважинам, включающем выбор добывающей горизонтальной скважины, закачку в нее рабочего агента и пуск скважины в добычу, согласно изобретению, 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 и плотностью не более 1080 кг/м3 - малосольную воду и/или воду с водородным показателем pH более 8,0 д.ед. - щелочную воду, закачку малосольной и/или щелочной воды осуществляют в выбранную добывающую скважину и ближайшую, находящуюся на расстоянии не более 500 м, нагнетательную скважину с начальным расходом, отличающимся друг от друга не более чем на 20% и большим, чем расход в нагнетательную скважину сточной или пластовой воды до проведения мероприятия, закачку малосольной и/или щелочной воды ведут в течение времени не менее пяти суток, после чего добывающую скважину пускают в работу при тех же режимах, что и до закачки, а нагнетательную скважину переводят на закачку сточной или пластовой воды с расходом до проведения мероприятия, циклы закачки малосольной и/или щелочной 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 и/или щелочной воды в каждом последующем цикле увеличивают.

Сущность изобретения.

На нефтеотдачу нефтяной залежи, разрабатываемой горизонтальными скважинами, существенное влияние оказывает длительность работы добывающих скважин до полного обводнения. Существующие технические решения не в полной мере позволяют снизить водоприток к горизонтальным скважинам. Неоднородность коллектора и разница в подвижности закачиваемой воды и нефти приводят неравномерному продвижению фронта закачки и к обводнению участков стволов скважин, вскрывающих наиболее проницаемые участки пласта. Для снижения водопритока к горизонтальным добывающим скважинам необходимо уменьшить фазовую проницаемость по воде в промытых участках пласта вдоль стволов скважин. Многочисленными исследованиями установлено, что в большинстве коллекторов закачка малосольной воды (под малосольной или пресной водой здесь и далее понимается вода с общей минерализацией солей не более 5 г/л) и/или щелочной воды приводит к снижению электростатических сил, удерживающих в порах глинистые мелкодисперсные частицы, их срыву с поверхности пор, миграции и забиванию поровых каналов. Причем забивание пласта происходит именно в тех участках, где движется и прорывается к участкам горизонтальных стволов закачиваемая вода. Поэтому фазовая проницаемость по нефти почти не изменяется, а по воде - снижается. Эффект аналогичен адсорбции закачиваемого агента при полимерном заводнении. Если пласт представлен трещиноватым коллектором, то вода проходит по трещинам и эффективность закачки малосольной и/или щелочной воды для снижения водопритока уменьшается. Поэтому предлагаемый способ осуществляют на преимущественно поровых коллекторах. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности изоляции водопритока к горизонтальным скважинам и увеличение коэффициента нефтеизвлечения залежи с поровым типом коллектора за счет закачки малосольной и/или щелочной воды в добывающие скважины и оптимизации параметров закачки в нагнетательных скважинах. Задача решается следующим образом.

Способ реализуют следующим образом.

На участке нефтяной залежи выбирают горизонтальную добывающую скважину, к которой необходимо уменьшить водоприток. Приток воды может быть вызван как подтягиванием подошвенных или краевых вод, так и действием ближайших нагнетательных скважин. В данном способе рассматривается обводнение, вызванное нагнетательными скважинами. Добывающая скважина может и не иметь высокую степень текущей обводненности, тем не менее, в которой расчеты, например на гидродинамической модели, показывают прорыв воды в будущем.

Предварительно проводят лабораторные исследования на керне рассматриваемого пласта, отобранного с данной или ближайших соседних скважин. В ходе лабораторных экспериментов сначала экстрагированный и отвакуумированный керн насыщают пластовой или сточной водой (искусственной, приготовленной по данным ионного состава воды данного пласта), закачивают пластовую нефть (данного пласта), затем вытесняют нефть пластовой водой, закачивают нефть второй раз и вновь вытесняют нефть, но уже малосольной и/или щелочной водой. Закачку ведут с расходом 1 мл/мин, что исключает влияние страгивания большого количества мелкодисперсных частиц с поверхности пор за счет сил инерции. В качестве малосольной используют воду с общей минерализацией солей не более 5 г/л и плотностью не более 1080 кг/м3 в качестве щелочной воды - воду с водородным показателем pH более 8,0 д.ед. Выбор солей и прочих параметров закачиваемой в керн малосольной определяют по известному составу той пресной или малосольной воды, которую собираются закачивать в залежь. Для щелочной воды - аналогично, но с добавлением примесей, повышающих pH. Например, при наличии водоема пресной воды, проводят химический анализ данной воды и затем в лаборатории готовят «искусственную» воду с теми же характеристиками. Причем закачивать воду в керн из самого водоема можно только в случае ее очистки от механических примесей и микроорганизмов. Если хотят повысить pH воды, то добавляют пепел (золу), представляющий из себя остатки от сжигания твердых видов топлив.

Исследования показали, что при закачке воды с общей минерализацией солей более 5 г/л и плотностью более 1080 кг/м3, а также pH менее 8,0 д.ед., практически не наблюдается миграции мелкодисперсных частиц (за исключением частиц в несколько нанометров, наблюдаемых на выходе из образца и не влияющих на его проницаемость) и соответственно изменения фазовой проницаемости по воде.

В результате лабораторных экспериментов 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. Следует отметить, что многочисленные лабораторные эксперименты показывают, что при закачке малосольной и/или щелочной воды в керны, абсолютная проницаемость снижается до определенной величины и далее стабилизируется. Поэтому закачивать малосольную и/или щелочную воду в реальный пласт в объемах больших, чем в ходе лабораторных тестов (с учетом соотношения поровых объемов керна и пласта) не имеет смысла.

Исследования показали, что при снижении фазовой проницаемости по воде менее чем в 1,5 раза при закачке малосольной и/или щелочной воды по сравнению с пластовой, прирост конечного коэффициента нефтеизвлечения по залежи не превышает 0,5%, что экономически не оправдывает затраты на закачку малосольной и/или щелочной воды. Поэтому если лабораторные исследования показывают отсутствие уменьшения фазовой проницаемости по воде более чем в 1,5 раза, то мероприятия по закачке малосольной и/или щелочной воды на скважине не проводят.

Далее в выбранную горизонтальную добывающую и ближайшую, находящуюся на расстоянии не более 500 м, нагнетательную скважину (вертикальную или горизонтальную) закачивают малосольную и/или щелочную воду. Начальный расход в добывающую и нагнетательную скважины устанавливают такой, чтобы он отличался друг от друга не более чем на 20% и был больше, чем расход в нагнетательную скважину сточной или пластовой воды до проведения мероприятия. Согласно расчетам, если расход воды в добывающую и нагнетательную скважины отличается друг от друга более чем на 20%, это приводит к неравномерной выработки запасов нефти (после перевода добывающей скважины в добычу) и соответственно невысокому КИН. Более высокий расход воды по сравнению с тем, что был до мероприятия, позволяет дополнительно повысить подвижность мелкодисперсных частиц за счет инерционных сил. Если нагнетательная скважина расположена на расстоянии более 500 м, то, согласно исследованиям, закачка в нее малосольной и/или щелочной воды практически не оказывает влияние на нефтеотдачу.

Закачку малосольной и/или щелочной воды в добывающую и нагнетательную скважины ведут в течение времени не менее пяти суток, после чего добывающую скважину пускают в работу при тех же режимах, что и до закачки, а нагнетательную скважину переводят на закачку сточной или пластовой воды с расходом до проведения мероприятия. За это время, согласно исследованиям, мелкодисперсные частицы успевают забить поровые каналы в обводнившихся участках пласта. Однако установлено, что для абсолютного большинства коллекторов, закачка менее пяти суток практически не приводит к снижению обводненности скважины. Также исследования подтвердили, что при отборе жидкости, частицы, забившие поровые каналы, не выходят обратно. Закачанная и смешанная с пластовой вода частично отбирается в течение нескольких суток, после чего обводненность скважины снижается.

Циклы закачки малосольной и/или щелочной 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 и/или щелочной воды в каждом последующем цикле увеличивают. Очевидно, что после первого цикла закачки малосольной воды и забивания поровых каналов в обводнившихся зонах пласта, пуск скважины в добычу приведет к тому, что вода, которая до этого была причиной обводнения скважины, начнет «искать» новые пути к забою скважины следуя наименьшему сопротивлению. Это соответственно приведет через некоторое время к новому росту обводненности. Для того, чтобы забить другие, вновь обводнившиеся участки пласта, необходимо провести повторно закачку малосольной воды, аналогично первому циклу. Исследования показали, что наибольший коэффициент нефтеизвлечения достигается при проведении повторного и каждого последующего цикла закачки при росте обводненности скважины на 10-30%. Увеличивающийся объём закачки малосольной и/или щелочной воды в каждом последующем цикле, согласно расчетам, позволяет воде проникнуть глубже в пласт, относительно предыдущей закачки и забить более отдаленные участки пласта, что увеличивает период до следующей закачки и соответственно повышает нефтеотдачу.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка залежи.

Результатом внедрения данного способа является повышение эффективности изоляции водопритока к горизонтальным скважинам и увеличение коэффициента нефтеизвлечения залежи, разрабатываемой данными скважинами, за счет их максимально длительной работы до полного обводнения.

Примеры конкретного выполнения способа.

Пример 1. На участке нефтяной залежи, коллектор которой представлен терригенным поровым типом, выбирают горизонтальную добывающую скважину с дебитом нефти 3,1 т/сут, жидкости 44,3 т/сут, обводненностью 93% и забойным давлением 6 МПа, расположенную в чисто нефтяной зоне. Текущее пластовое давление в зоне отбора скважины 10 МПа.

Коллектор участка залежи залегает на средней глубине 1380 м, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 10 м. Средняя проницаемость коллектора 250 мД, вязкость нефти в пластовых условиях 37 мПа·с, начальная нефтенасыщенность составляет 0,8 д.ед., начальное пластовое давление 14 МПа, давление насыщения нефти газом 2,5 МПа. Объемная глинистость коллектора в районе рассматриваемой скважины составляет 0,9%. Общая минерализация пластовой воды составляет 205,6 г/л, из которых 161,3 г/л приходится на соли NaCl, 9,4 г/л - MgCl2, 0,7 г/л - MgSO4, 34,1 г/л - CaCl2, 0,1 г/л - NaHCO3. Плотность пластовой воды составляет 1140 кг/м3.

На поверхности, в нескольких километрах от устья скважины имеется ведём с пресной водой. Общая минерализация данной пресной (малосольной) воды составляет 0,98 г/л, из которых 0,06 г/л приходится на соли NaCl, 0,06 г/л - MgCl2, 0,18 г/л - MgSO4, 0,29 г/л - CaCl2, 0,39 г/л - NaHCO3. Плотность малосольной воды составляет 1050 кг/м3.

Гидродинамическое моделирование показало, что обводнение горизонтальной скважины, после ее бурения и эксплуатации в течение 16 лет, вызвано прорывом «рукава» воды к участку ствола из от ближайшей вертикальной нагнетательной скважины, расположенной на расстоянии 500 м. И, согласно прогнозу, через ближайшие два года скважина может обводниться до 98% и более. Приемистость данной нагнетательной скважины составляет 60 м3/сут, закачивается сточная вода.

Предварительно проводят лабораторные исследования на керне рассматриваемого пласта. Ввиду отсутствия керна по рассматриваемой скважине, керн берут из ближайшей соседней скважины, пробуренной после рассматриваемой через 5 лет. Объемная глинистость керна составляет также 0,9%. В ходе лабораторных экспериментов экстрагированный и отвакуумированный керн сначала насыщают искусственной пластовой водой (с общей минерализацией 205,6 г/л), приготовленной по данным ионного состава воды данного пласта. Закачивают пластовую нефть (данного пласта) и создают начальную водонасыщенность 0,2 д.ед. Затем вытесняют нефть этой же пластовой водой. Закачивают нефть второй раз и вновь создают начальную водонасыщенность 0,2 д.ед. Окончательно вытесняют нефть, но уже малосольной водой (с общей минерализацией 0,98 г/л и плотностью 1050 кг/м3). Закачку как нефти, так и воды в ходе лабораторных экспериментов ведут с расходом 1 мл/мин.

По результатам анализа лабораторных экспериментов установили, что при закачке искусственной пластовой воды, концентрация мелкодисперсных глинистых частиц не превышает 0,5·10-3 г/л, а при закачке малосольной воды - составляет 100-200·10-3 г/л. При этом фазовая проницаемость по воде при остаточной нефтенасыщенности изменяется с 0,062 д.ед. (при закачке искусственной пластовой воды) до 0,041 д.ед. (при закачке малосольной воды), т.е. уменьшается в 1,5 раза. Соответственно при изменении водонасыщенности керна с начальной до максимальной, фазовая проницаемость по воде, при малосольном заводнении, при каждом значении водонасыщенности меньше в 1,5 раза по сравнению с закачкой пластовой воды.

Далее в выбранную горизонтальную добывающую скважину, а также в вертикальную нагнетательную скважину, являющуюся причиной обводнения добывающей, закачивают малосольную (пресную) воду из ближайшего поверхностного источника. Для этого воду предварительно очищают от механических примесей и микроорганизмов. Автотранспортом цистернами доставляют малосольную воду на устье скважин и закачивают в течение пяти суток в добывающую скважину с расходом 80 м3/сут, в нагнетательную скважину - с расходом 100 м3/сут. Приемистости в данных скважинах отличаются не более чем на 20% и превышают расход сточной воды в нагнетательную скважину до проведения мероприятия.

Таким образом, происходит забивание обводнившихся участков пласта не только возле добывающей скважины, но и возле нагнетательной (забиваются участки пласта от нагнетательной скважины, по которым происходит прорыв воды к добывающей скважине). Фазовая проницаемость по воде снижается и соответственно обводненность добывающей скважины уменьшается.

Затем добывающую скважину вновь переводят в добычу при тех же режимах, что и до закачки, т.е. с забойным давлением 6 МПа, а нагнетательную скважину переводят на закачку сточной воды с прежним расходом, т.е. 60 м3/сут. Режим работы добывающей скважины позволяет через неделю отбора закачанной воды и частично нефти выйти на следующие показатели по добыче: дебит нефти 6,9 т/сут, жидкости 27,6 т/сут, обводненность 75%.

Через два года эксплуатации обводненность скважины выросла на 30% относительно обводненности после проведения закачки малосольной воды и составила 75·1,3=98%. Цикл закачки малосольной воды повторяют, но объем закачиваемой воды увеличивают. Таким образом, закачивают малосольную воду в течение восьми суток в добывающую скважину с расходом 100 м3/сут, в нагнетательную скважину - с расходом 120 м3/сут.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка залежи, за это время проводят восемь циклов закачки малосольной воды.

Пример 2. Выполняют, как пример 1. Нагнетательная скважина является горизонтальной. В качестве малосольной используют воду с общей минерализацией солей 5 г/л и плотностью 1080 кг/м3. Циклы закачки повторяют при росте обводненности скважины на 10% относительно обводненности после проведения очередного цикла закачки и отбора закаченной воды. После трех циклов закачки малосольной воды переходят на четвертом цикле к закачке щелочной воды с водородным показателем pH 8,0 д.ед. Для приготовления щелочной воды в сточную воду добавляют пепел из расчета 50 кг/м3 и отстаивают в течение суток, после чего закачивают в пласт.

Пример 3. Выполняют, как пример 1. В каждом цикле, начиная с первого, закачивают щелочную воду с pH 9,0 д.ед., приготовленную добавлением пепела в сточную воду.

Пример 4. Выполняют, как пример 2. В каждом цикле, начиная с первого, закачивают щелочную воду с pH 9,0 д.ед., приготовленную добавлением пепела в малосольную воду с общей минерализацией солей 1,5 г/л.

В результате разработки участка залежи, которое ограничили обводнением добывающей скважины до 98%, было добыто 133,2 тыс.т нефти за 31 год эксплуатации, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) составил 0,439 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 113,5 тыс.т нефти за 28 лет эксплуатации ввиду более раннего обводнения скважины, КИН составил 0,374 д.ед. Прирост коэффициента извлечения нефти по предлагаемому способу - 0,065 д.ед.

Таким образом, предлагаемый способ обеспечивает увеличение нефтеотдачи участка залежи.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения эффективности изоляции водопритока к горизонтальным скважинам и увеличения коэффициента нефтеизвлечения залежи.


Способ снижения водопритока к горизонтальным скважинам, включающий выбор добывающей горизонтальной скважины, закачку в нее рабочего агента и пуск скважины в добычу, отличающийся тем, что 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 и плотностью не более 1080 кг/м3 - малосольную воду и/или воду с водородным показателем pH более 8,0 д.ед. - щелочную воду, закачку малосольной и/или щелочной воды осуществляют в выбранную добывающую скважину и ближайшую, находящуюся на расстоянии не более 500 м, нагнетательную скважину с начальным расходом, отличающимся друг от друга не более чем на 20% и большим, чем расход в нагнетательную скважину сточной или пластовой воды до проведения мероприятия, закачку малосольной и/или щелочной воды ведут в течение времени не менее пяти суток, после чего добывающую скважину пускают в работу при тех же режимах, что и до закачки, а нагнетательную скважину переводят на закачку сточной или пластовой воды с расходом до проведения мероприятия, циклы закачки малосольной и/или щелочной 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 и/или щелочной воды в каждом последующем цикле увеличивают.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к оборудованию для реализации водогазового воздействия на пласт или утилизации попутного газа. Система водогазового воздействия на пласт содержит электродвигатель, трубопровод высокого давления, газовую линию низкого давления, эжектор первой ступени сжатия, газосепаратор центробежного типа, многоступенчатый центробежный насос, эжектор второй ступени сжатия, нагнетательный насос и трубопровод к нагнетательным скважинам.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и направлено на создание системы автоматического контроля и управления заводнением нефтяных пластов на основе оценки взаимного влияния скважин.

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано в процессе всего периода эксплуатации от начальной стадии до завершающей стадии разработки массивных и пластомассивных залежей, подстилаемых активно внедряющейся в продуктивную часть пласта подошвенной водой.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Технический результат - увеличение нефтеотдачи залежи.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Технический результат - увеличение нефтеотдачи залежи.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи. Технический результат - повышение нефтеотдачи.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к способам регулирования разработки нефтяных месторождений. Технический результат - повышение коэффициента извлечения нефти за счет оптимизации режимов работы нагнетательных скважин и отбора продукции из добывающих скважин.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке купольной нефтяной залежи на заключительной стадии эксплуатации. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластового нефтяного месторождения. Технический результат - повышение нефтеотдачи месторождения.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к разработке нефтяных месторождений. Технический результат - повышение нефтеотдачи пласта за счет более эффективного и рационального размещения сетки скважин на площади месторождения с учетом тектонических и геомеханических условий залегания продуктивных пород.
Настоящее изобретение относится к способу цементирования в подземном пласте, включающему обеспечение способной к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости, содержащей гидравлический цемент, цементную пыль, воду и добавку, замедляющую схватывание, при этом способная к схватыванию композиция с увеличенным временем сохранения прокачиваемости может сохранять удобное для перекачивания насосом текучее состояние в течение, по меньшей мере, около одного дня; добавление в способную к схватыванию композицию с увеличенным временем сохранения прокачиваемости ускорителя схватывания цемента в количестве 0,1-4 мас.%, причем ускоритель содержит по меньшей мере две добавки из группы: хлористый кальций, формиат цинка, ацетат кальция; введение способной к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости в ствол скважины; предоставление способной к схватыванию композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости возможности схватиться.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции притока вод в скважины и зон поглощения. Способ закачки двухкомпонентного состава в пласт включает спуск в интервал изоляции заливочных труб с пакером и втулкой, состоящей из корпуса со сквозным каналом с боковыми отверстиями, сообщенными с клапанным узлом, пропускающим снаружи внутрь.

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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам установки временных мостов в горизонтальных скважинах. Способ установки легкоразрушаемого цементного моста в горизонтальной скважине включает спуск в горизонтальную скважину колонны насосно-компрессорных труб - НКТ - до интервала установки моста, закачку по колонне НКТ в интервал установки моста цементного раствора и мела, а также буферной жидкости, разрушение моста после проведения ремонтных работ раствором соляной кислоты.

Группа изобретений относится к герметизирующим композициям, включающим биутан, и к способам применения таких композиций в подземных операциях. Способ герметизирования подземной формации включает получение герметизирующей композиции, содержащей водную текучую среду, диутановый состав по меньшей мере одну гелевую систему.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к изоляции притока пластовых вод в скважине, забой которой расположен вблизи водонефтяного контакта (ВНК).

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции и ограничения водопритока в скважины, и может быть использовано при изоляции заколонного и межколонного пространства, герметизации обсадных колонн, герметизации резьбовых соединений и изоляции обводнившихся пропластков в нефтяных и газовых скважинах.

Изобретение касается способа регулирования свойств линейного теплового расширения цементного раствора при размещении в подземной скважине, имеющей по крайней мере одну обсадную трубу, путем введения в состав цементного раствора углеродистого материала для того, чтобы коэффициент линейного расширения раствора был выше, чем у схватившегося цемента, не содержащего углеродистый материал.
Способ изоляции зоны поглощения при бурении скважины включает спуск в скважину компоновки, содержащей пакер и бурильные трубы, посадку пакера, продавливание под пакер изолирующих материалов, проведение технологической выдержки для схватывания цемента, срыв пакера, контроль изоляции, подъем компоновки из скважины, разбуривание цементного моста и продолжение бурения скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для ограничений водогазопритоков и проведения ремонтно-изоляционных работ (РИР) в нефтяных, нагнетательных и газовых высокотемпературных скважинах от 56 до 120°C.

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.
Наверх