Способ обработки продуктивного карбонатного пласта

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов с открытым горизонтальным стволом. Технический результат - повышение эффективности способа. По способу после выделения интервалов обработки в нефтенасыщенных породах карбонатного пласта на устье скважины колонну труб оснащают воронкой с посадочным седлом под запорный элемент, гидромониторной насадкой, патрубком-центратором, фильтром. Внутри фильтра срезным винтом зафиксирована втулка, герметично перекрывающая изнутри отверстия фильтра. При открытой затрубной задвижке на устье скважины колонну труб с промывкой технологической жидкостью и вращением спускают в скважину. Устанавливают гидромониторную насадку напротив интервала обработки открытого горизонтального ствола. Сбрасывают запорный элемент на посадочное седла сферической воронки. Начинают осевое перемещение колонны труб от устью к забою. При этом периодически в интервалах обработок порциями производят закачку кислоты по колонне труб в режиме гидромониторного воздействия. При достижении сферической воронкой забоя открытого горизонтального ствола закрывают затрубную задвижку на устье скважины. Производят осевое перемещение колонны труб от забою к устью. Производят закачку по колонне труб песчано-водного раствора поверхностно-активного вещества в режиме гидропескоструйного воздействия. Поворачивают колонну труб на 180° и вышеописанный технологический процесс повторяют, начиная с открытия затрубной задвижки на устье скважины и осевого перемещения колонны труб от устью к забою и заканчивая достижением гидромониторной насадкой конца ближайшего к устью скважины интервала обработки. Затем по колонне труб технологической жидкостью проталкивают пробку с разрушением срезного винта и смещением втулки внутрь патрубка с открытием отверстий фильтра и герметичным отсечением гидромониторной насадки. Вымывают остатки песчаной смеси из открытого горизонтального ствола скважины закачкой технологической жидкости в колонну труб с вращением и перемещением колонны труб в открытом горизонтальном стволе скважины от устья к забою. Перед наращиванием колонны труб производят промывку открытого горизонтального ствола скважины в объеме одного цикла с трёхкратной проработкой на длину одной трубы до достижения воронкой забоя открытого горизонтального ствола скважины. Затем колонну труб извлекают на поверхность. 5 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов, вскрытых скважинами с открытыми горизонтальными стволами.

Известен способ кислотной обработки призабойной зоны (ОПЗ) пластов в скважинах с открытыми стволами (В.Г. Уметбаев. Геолого-технические мероприятия при эксплуатации скважин. - М.: Недра, 1989. - С. 62-64), включающий спуск колонны труб до забоя, закачку в колонну труб расчетного количества раствора кислоты, закачку продавочной жидкости в объеме полости колонны труб и выдержку кислоты на реагирование (технология "кислотные ванны").

Недостатком способа является низкая эффективность так, как кислотной обработке подвергается лишь пристенный слой пласта, а нефтенасыщенная матрица пласта практически остается необработанной, особенно по глубине.

Также известен способ обработки продуктивного карбонатного пласта (Бурение и заканчивание скважин с горизонтальным стволом на трещиноватые карбонаты // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом / Перев. изд. журн. США. - 1989, 10. С. 11), включающий спуск колонны труб в скважину, установку башмака колонны в интервале обработки, закачку кислотного раствора по трубам и воздействие им на породу пласта.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, неравномерное кислотное воздействие на породу пласта в условиях открытого и относительно длинного ствола, при этом кислота активно реагирует с породой и обрабатывает лишь участок пласта, расположенный непосредственно у башмака колонны;

- во-вторых, кислотной обработке подвергаются интервалы пласта, а низкопроницаемые плотные нефтенасыщенные участки пласта остаются практически необработанными, а при случайном расположении нижнего конца колонны труб на этих участках кислотного воздействия в этих плотных породах явно недостаточно для вовлечения их в эксплуатацию.

Наиболее близким по технической сущности к данному изобретению является способ обработки продуктивного карбонатного пласта (патент RU №2205950, МПК Е21В 43/27, опубл. 10.06.2003 г.), включающий выделение интервалов обработки вскрытого скважиной с открытым горизонтальным стволом в нефтенасыщенных породах карбонатного пласта, спуск в интервал обработки пласта колонны труб, оснащенной на конце заглушенной снизу гидромониторной насадкой с радиально расположенными под углами 90 или 120° по образующей соплами с отверстиями, закачку кислотного раствора по колонне труб и воздействие им на породу пласта, причем закачку кислоты в пласт осуществляют порциями в режиме гидромониторного воздействия, чередуя порции кислоты с порциями песчано-водного раствора поверхностно-активного вещества, которым выполняют гидропескоструйное воздействие на пласт, причем чередование кислотного гидромониторного и гидропескоструйного воздействий осуществляют поочередно посредине каждого интервала обработки.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, низкая эффективность кислотных обработок интервалов карбонатного пласта вскрытого открытым стволом горизонтальной скважины, так как кислотное гидромониторное и гидропескоструйного воздействия осуществляют поочередно точечно только посредине каждого выделенного интервала обработки, а не по всей длине выделенного интервала обработки;

- во-вторых, низкая нефтеотдача карбонатного пласта после реализации способа, что связано с небольшой площадью охвата абразивно-струйным воздействием каждого плотного нефтенасыщенного интервала открытого горизонтального ствола скважины;

- в-третьих, высокая вероятность возникновения аварии в скважине в связи с прихватом колонны труб ввиду того, что при реализации способа невозможно осуществить промывку ствола скважины через заглушенную снизу гидромониторную насадку как в процессе спуска колонны труб в скважину, так и после кислотной обработки пласта;

- в-четвертых, продолжительный (длительный по времени) технологический процесс реализации способа, обусловленный тем, что необходимо обрабатывать по отдельности каждый выделенный интервал обработки открытого горизонтального ствола скважины.

Технической задачей изобретения является повышение эффективности кислотных обработок интервалов карбонатного пласта вскрытого открытым стволом горизонтальной скважины, увеличение нефтеотдачи карбонатного пласта, исключение вероятности возникновения аварии в скважине, связанных с прихватом колонны труб при реализации способа, а также сокращение продолжительности технологического процесса реализации способа.

Поставленная техническая задача решается способом обработки продуктивного карбонатного пласта, включающим 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 в интервалы обработок пласта по колонне насосно-компрессорных труб порциями в режимах кислотного гидромониторного воздействия и гидропескоструйного воздействия песчано-водным раствором поверхностно-активного вещества.

Новым является то, что после выделение интервалов обработки в нефтенасыщенных породах карбонатного пласта вскрытого скважиной с открытым горизонтальным стволом на устье скважины колонну труб оснащают снизу-вверх: сферической воронкой с посадочным седлом под сбрасываемый в колонну труб с устья скважины запорный элемент, гидромониторной насадкой, патрубком-центратором, фильтром внутри которого 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 начала ближайшего к устью скважины интервала обработки открытого горизонтального ствола, сбрасывают запорный элемент в колонну труб и технологической жидкостью доводят его до посадочного седла сферической воронки, затем на устье скважины на верхнюю трубу колонны труб наносят две метки расположенные под углом 180° друг к другу, 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 с образованием продольных плоскостей в каждом интервале обработки пласта, при достижении сферической воронкой забоя открытого горизонтального ствола закрывают затрубную задвижку на устье скважины производят осевое перемещение колонны труб от забою к устью, причем периодически в интервалах обработок порциями производят закачку по колонне труб песчано-водного раствора поверхностно-активного вещества в режиме гидропескоструйного воздействия на продольные плоскости интервалов обработок пласта до достижения гидромониторной насадкой конца ближайшего к устью скважины интервала обработки, после чего поворачивают колонну труб на 180° и вышеописанный технологический процесс повторяют еще один раз, 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, по окончании кислотной гидромониторной и гидропескоструйной песчано-водной раствором поверхностно-активного вещества обработок с устья скважины при открытой затрубной задвижке на устье скважины 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 колонну 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 сферической воронкой забоя открытого горизонтального ствола скважины, после чего колонну труб извлекают на поверхность.

На фигуре 1-4 схематично изображен процесс реализации предлагаемого способа.

На фигуре 5 схематично изображено сечение А-А интервала обработки открытого горизонтального ствола скважины.

Предлагаемый способ осуществляют в следующей последовательности.

Длина открытого горизонтального ствола 1 (см. фиг. 1) скважины, вскрывшей продуктивный карбонатный пласт 2, составляет L=156 м (в интервале 1262-1418 м). Дебит нефти при этом 1,3-1,8 т/сут.

Проведением геофизических исследований выявили интервалы с высокой проницаемостью, сложенные трещиноватыми породами, и неработающие относительно плотные нефтенасыщенные прослои, которые были расположены в трех интервалах, начиная от забоя открытого горизонтального ствола 1 скважины, а именно это интервалы обработки 3′; 3″; 3′″, соответственно: 1407-1403 м, 1440-1334 м и 1285-1280 м.

После выделение интервалов обработки 3′; 3″; 3″ в нефтенасыщенных породах карбонатного пласта 2 на устье скважины колонну труб 4 (см. фиг. 2) оснащают снизу-вверх (на фиг. 2, 3, 4 показано справа налево): сферической воронкой 5 с посадочным седлом 6 под сбрасываемый в колонну труб 4 с устья скважины запорный элемент, гидромониторной насадкой 7, патрубком-центратором 8, фильтром 9, внутри которого срезным винтом 10 зафиксирована втулка 11, герметично перекрывающая изнутри отверстия 12 фильтра 9.

Гидромониторная насадка 7 оснащена радиально расположенными под углом 120° к образующей трех сопел 13 с отверстиями 14 диаметром, например, 5 мм.

При открытой затрубной задвижке (на фиг. 1-5 не показано) на устье скважины колонну труб 4 (см. фиг. 4) с промывкой технологической жидкостью, например, плотностью 1080 кг/м3 и вращением, например, с помощью бурового ротора марки Р-250, установленного на устье скважины с частотой вращения 20 об/мин, спускают в скважину со скоростью 0,25 м/с до тех пор, пока гидромониторная насадка 7 не окажется напротив ближайшего к устью скважины интервала обработки 3′ открытого горизонтального ствола 1. Сбрасывают запорный элемент 15 (шар) (см. фиг. 3) в колонну труб 4 и технологической жидкостью доводят его до посадочного седла 6 сферической воронки 5.

Промывка скважины в процессе спуска в нее колонны труб 4 (см. фиг. 1), а также после закачки песчано-водного раствора и извлечении колонны труб на поверхность позволяет исключить заклинивание, зацепы, прихваты колонны труб 4 в открытом горизонтальном стволе 1 скважины и, как следствие, исключается возникновение аварийной ситуации в скважине.

Далее на устье скважины на верхнюю трубу колонны труб 4 наносят две метки, расположенные под углом 180° друг к другу, начинают осевое перемещение колонны труб 4, например, со скоростью 0,2 м/мин от устья к забою 16 (см. фиг. 1), при этом периодически в интервалах обработок 3′; 3″; 3′″ соответствующими порциями 2 м; 3 м, 2,5 м3, производят закачку кислоты по колонне труб 4 в режиме гидромониторного воздействия через отверстия 14 сопел 13 гидромониторной насадки 7 с образованием продольных плоскостей 17′; 17″; 17′″ в каждом интервале обработки 3′; 3″; 3′″ пласта 2, соответственно.

Например, при открытой затрубной задвижке на устье скважины агрегатом насосным АН-700 по колонне труб 3 закачали в интервале обработок: 3′ (3 м3); 3″ (5 м3); 3′″ (4 м3) соляной кислоты 15% концентрации при максимальной скорости закачки.

За счет большой кинетической энергии струи (скорость струи на выходе из отверстий 14 сопел 13 гидромониторной насадки 6 достигает скорости 150 м/с) приобретают режущие свойства, что позволяет получить в открытом горизонтальном столе 1 в интервалах обработок 3′; 3″; 3′″ соответствующие продольные полости 17′; 17″; 17′″ (см. фиг. 3 и 5) с многократным увеличением площади фильтрации с достижением глубины обработки радиусом R=1,5-2 м.

При достижении сферической воронкой 5 забоя 16 открытого горизонтального ствола 1 закрывают затрубную задвижку на устье скважины и производят осевое перемещение колонны труб 4 со скоростью 0,2 м/мин от забоя 15 к устью, причем периодически в интервалах обработок 3′; 3″; 3′″ соответствующими порциями 1 м; 1,5 м3; 1,25 м3 производят закачку по колонне труб 4 песчано-водного раствора поверхностно-активного вещества в режиме гидропескоструйного воздействия на продольные плоскости 17′; 17″; 17′″ соответствующих интервалов обработок 3′; 3″; 3′″ пласта 2 до достижения гидромониторной насадкой 7 конца ближайшего конца ближайшего к устью скважины интервала обработки 3′.

Например, при закрытой затрубной задвижке агрегатом насосным АН-700 по колонне труб 4 в режиме гидропескоструйного воздействия через отверстия 14 сопел 13 гидромониторной насадки 6 при давлении 16-18 МПа продавили в продольные полости 17′; 17″; 17′″ соответствующих интервалов обработок: 3′ (1 м3); 3″ (1,5 м3); 3′″ (1,25 м3) песчано-водный раствор поверхностно-активного вещества МЛ-81. Песчано-водный раствор поверхностно-активного вещества МЛ-81 имеет следующую концентрацию: ПАВ МЛ-81 - 0,1%; песок мелкой фракции - 35-45 кг/м3, вода - 99,9%.

После чего поворачивают колонну труб на 180° и вышеописанный технологический процесс повторяют один раз, как описано выше, начиная с осевое перемещения колонны труб 4 от устью к забою 15 и заканчивая достижением гидромониторной насадкой 6 конца ближайшего к устью скважины интервала обработки 3′ с образованием в интервалах обработок 3′; 3″; 3′″ соответствующих продольных полостей 18′; 18″; 18′″ с их обработкой песчано-водным раствором поверхностно-активного вещества МЛ-81.

Таким образом, в интервале обработки 3′ (см. фиг. 5) образуется восемь продольных полостей 17′; 17″; 17′″; 18′; 18″; 18′″ с глубиной обработки радиусом R=1,5-2 м от оси открытого горизонтального ствола 1 скважины, также по восемь продольных плоскостей образуются в оставшихся интервалах обработок 3″; 3″.

Повышается эффективность кислотных обработок интервалов карбонатного пласта, вскрытого открытым стволом горизонтальной скважины, так как кислотное гидромониторное и гидропескоструйное воздействия осуществляют по всей длине каждого выделенного интервала обработки, а наличие патрубка - центратора 8 и шаровой воронки 5 позволяют разместить гидромониторную насадку 7 симметрично оси открытого горизонтального ствола 1 скважины и воздействовать струями жидкости перпендикулярно открытому горизонтальному стволу 1 скважины. В результате в 3-4 раза, т.е. до 3,9-7,2 т/сут, увеличивается нефтеотдача (дебит) карбонатного пласта после реализации способа, что связано со значительным увеличением площади охвата абразивно-струйным воздействием каждого плотного нефтенасыщенного интервала обработки 3′; 3″; 3′″ карбонатного пласта 2, вскрытого открытым горизонтальным стволом 1 скважины.

Сокращается продолжительность обработки пласта, так как все интервалы обработок 3′; 3″; 3′″ карбонатного пласта 2, вскрытого открытым горизонтальным стволом 1, скважины подвергаются гидромониторному и гидропескоструйному воздействию за один двойной ход колонны труб 4 в открытом горизонтальном стволе 1 скважины (от начала открытого горизонтального ствола 1 к забою и обратно).

По окончании кислотной гидромониторной и гидропескоструйной песчано-водной раствором поверхностно-активного вещества обработок с устья скважины при открытой затрубной задвижке на устье скважины по колонне труб 4 технологической жидкостью проталкивают пробку 17 (см. фиг. 4) с разрушением срезного винта 10 и смещением втулки 11 внутрь патрубка-центратора 8 с открытием отверстий фильтра и герметичным отсечением гидромониторной насадки 6.

Вымывают остатки песчаной смеси из открытого горизонтального ствола 1 скважины закачкой технологической жидкости, плотностью 1080 кг/м3 в колонну труб 4 с вращением буровым ротором и перемещением колонны труб 4 в открытом горизонтальном стволе 1 скважины от устья к забою 16.

Перед наращиванием колонны труб 4 производят промывку открытого горизонтального ствола 1 закачкой технологической жидкости по колонне труб 4 через отверстия 12 фильтра 9 в объеме 1 цикла с трехкратной проработкой на длину одной трубы до достижения сферической воронкой 5 забоя 16 (см. фиг. 1 и 4) открытого горизонтального ствола 1 скважины.

Например, от начала открытого ствола в интервале 1262 м и до конца открытого ствола (забоя) скважины в интервале 1418 м, т.е. на протяжении 156 м применяют колонну бурильных труб марки ТБПН 73-9,19, например длиной по 10 м в количестве 15 штук и одного патрубка длиной 6 м.

Перед каждым наращиванием колонны бурильных труб 4 производят промывку открытого горизонтального ствола скважины закачкой технологической жидкости в колонну труб через отверстия 12 фильтра 9 и подъемом технологической жидкости по межтрубью через открытую задвижку на устье скважины в объеме одного цикла с трехкратной проработкой в местах затяжек и посадок с расхаживанием компоновки на длину наращиваемой бурильной трубы, т.е. на длину 10 м. Один цикл промывки равен одному объему внутреннего пространства колонны бурильных труб ТБПН 73-9,19, начиная с длины: L=1262 м.

Получаем объем: V1=(3,14·d2/4)·L=3,14·(0,073-(,00919 м·2))2/4·1262 м=2,95 м3.

Таким образом, перед каждым наращиванием колонны труб 4 производят промывку в объеме одного цикла, начиная с объема V1=2,1 м3 (в интервале 1262 м) и далее с каждым наращиванием бурильной колонны труб на 10 м доводят объем промывки в одном цикле до объема V2=3,32 м3 в интервале 1418 м).

Промывка скважины в процессе спуска в нее колонны труб 4 (см. фиг. 2), а также после кислотной обработки пласта позволяет исключить заклинивание, зацепы, прихваты колонны труб 4 в открытом горизонтальном стволе 1 скважины и, как следствие, исключается возникновение аварийной ситуации в скважине.

После чего извлекают колонну труб 4 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 аварий в скважине, связанных с прихватом колонны труб;

- сократить продолжительности обработки пласта.

Способ обработки продуктивного карбонатного пласта, включающий 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 в интервалы обработок пласта по колонне насосно-компрессорных труб порциями в режимах кислотного гидромониторного воздействия и гидропескоструйного воздействия песчано-водным раствором поверхностно-активного вещества, отличающийся тем, что 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 с посадочным седлом под сбрасываемый в колонну труб с устья скважины запорный элемент, гидромониторной насадкой, патрубком-центратором, фильтром, внутри которого 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 начала ближайшего к устью скважины интервала обработки открытого горизонтального ствола, сбрасывают запорный элемент в колонну труб и технологической жидкостью доводят его до посадочного седла сферической воронки, затем на устье скважины на верхнюю трубу колонны труб наносят две метки, расположенные под углом 180° друг к другу, 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 с образованием продольных плоскостей в каждом интервале обработки пласта, при достижении сферической воронкой забоя открытого горизонтального ствола закрывают затрубную задвижку на устье скважины, производят осевое перемещение колонны труб от забою к устью, причем периодически в интервалах обработок порциями производят закачку по колонне труб песчано-водного раствора поверхностно-активного вещества в режиме гидропескоструйного воздействия на продольные плоскости интервалов обработок пласта до достижения гидромониторной насадкой конца ближайшего к устью скважины интервала обработки, после чего поворачивают колонну труб на 180° и вышеописанный технологический процесс повторяют еще один раз, 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, по окончании кислотной гидромониторной и гидропескоструйной песчано-водной раствором поверхностно-активного вещества обработок с устья скважины при открытой затрубной задвижке на устье скважины 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, при этом перед наращиванием колонны труб производят промывку открытого горизонтального ствола скважины в объеме одного цикла с трёхкратной проработкой на длину одной трубы до достижения сферической воронкой забоя открытого горизонтального ствола скважины, после чего колонну труб извлекают на поверхность.



 

Похожие патенты:

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.

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 интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов, вскрытых скважинами с открытыми горизонтальными стволами.

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.

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.

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.

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

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

Изобретение относится к нефтедобыче. Технический результат - интенсификация добычи нефти из горизонтальной скважины, увеличение дебита нефти в 1,5-2 раза, снижение обводненности добываемой продукции на 30-50%.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение для увеличения нефтеотдачи залежи, вскрытой горизонтальной скважиной. Технический результат - повышение качества изоляции обводнившихся интервалов.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, пласты которых представлены водонасыщенными и нефтенасыщенными зонами и предназначено для изоляции заколонных перетоков и водонасыщенных зон в скважинах, в том числе с горизонтальным стволом.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при эксплуатации скважины с большим углом наклона эксплуатационной колонны. Устройство для интенсификации работы горизонтальной скважины включает колонну насосно-компрессорных труб с штанговым глубинным насосом и хвостовиком, оснащенным на нижнем конце клапаном и фильтром, выполненным в виде трубы с отверстиями радиальной конической формы, обращенными большим диаметром конуса внутрь фильтра, и заглушенным сферической заглушкой снизу.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, представленных многопластовыми неоднородными по проницаемости коллекторами и неколлекторами. Способ заключается в том, что производят строительство многозабойной нагнетательной скважинной системы в виде горизонтального ствола, пробуренного в устойчивых горных породах на заданном расстоянии до кровли нижележащих нефтематеринских горных пород, из которого забурен ряд нисходящих боковых стволов, и многозабойной добывающей скважинной системы в виде горизонтального ствола, пробуренного в устойчивых горных породах на заданном расстоянии до подошвы вышележащих неустойчивых, склонных к катастрофическим обвало- и желобообразованиям, нефтематеринских горных пород, из которого забурен ряд восходящих боковых стволов.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для разработки нефтяных залежей сообщаемыми через продуктивный пласт скважинами.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при эксплуатации скважины с большим углом наклона эксплуатационной колонны. Технический результат - повышение надежности работы устройства в горизонтальной скважине и эффективности очистки добываемого продукта, увеличение межремонтного периода работы устройства, а также снижение его металлоемкости.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для интенсификации добычи углеводородов, в частности нефти или газоконденсата, в скважинах - повышения коэффициента их извлечения из продуктивного пласта за счет обработки призабойной зоны этого пласта, вскрытого скважинами, участвующими в разработке пласта.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и предназначена для повышения нефтеотдачи продуктивных пластов. Способ возбуждения волнового поля на забое нагнетательной скважины заключается в том, что плоскую стесненную струю жидкости подают непрерывно из щелевого сопла на носик клина.

Изобретение в основном относится к способам добычи углеводородов из углеводородсодержащих пластов. Описан способ обработки пласта, содержащего сырую нефть, включающий стадии, в которых: (a) подают композицию для извлечения углеводородов по меньшей мере в часть пласта, причем композиция включает по меньшей мере два внутренних олефинсульфоната, выбранных из группы, состоящей из внутренних С15-18-олефинсульфонатов, внутренних С19-23-олефинсульфонатов, внутренних С20-24-олефинсульфонатов и внутренних С24-28-олефинсульфонатов, и по меньшей мере одно снижающее вязкость соединение, которое представляет собой изобутиловый спирт, этоксилированный С2-С12-спирт, 2-бутоксиэтанол, бутиловый простой эфир диэтиленгликоля или их смесь, и (b) обеспечивают композиции возможность взаимодействовать с углеводородами в пласте.

Изобретение относится к газовой промышленности и, в частности, к способам повышения продуктивности эксплуатационных скважин подземных хранилищ газа и снижения водонасыщенности призабойной зоны пласта с использованием физико-химических методов воздействия на пласт-коллектор.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и предназначена для очистки от твердых отложений стенок обсадных труб и отверстий перфорации, декольматации призабойной зоны пласта и увеличения подвижности пластовых флюидов. Способ генерирования волн давления на забое скважины, при котором устанавливают на нижнем конце канала насосно-компрессорной трубы (НКТ) струйный генератор Гельмгольца (СГГ). СГГ представляет собой полое тело вращения и состоит из: цилиндрической камеры с двумя параллельными днищами; входного сопла, расположенного в центре одного днища; и выходного отверстия с острой кромкой, расположенного соосно входному соплу в центре другого днища; в котором входное сопло соединяют с каналом НКТ, а выходное отверстие направляют в затрубное пространство скважины. Подают жидкость через входное сопло в цилиндрическую камеру, при этом формируют струю жидкости с возмущённой периферией в пространстве между днищами. Направляют струю жидкости в выходное отверстие. Генерируют таким образом первичные колебания давления в области острой кромки. Усиливают первичные колебания давления в цилиндрической камере, частота собственных колебаний которой настроена в резонанс с частотой первичных колебаний давления, и формируют волны давления за выходным отверстием в затрубном пространстве скважины. При этом устанавливают внутри цилиндрической камеры между днищами кольцо с острой внутренней входной кромкой. Направляют струю жидкости в выходное отверстие таким образом, чтобы струя в пространстве между входным соплом и выходным отверстием протекала сквозь кольцо и задевала своей возмущённой периферией острую внутреннюю входную кромку кольца, и генерируют таким образом первичные локальные колебания давления в области кольца. Причем частоту собственных колебаний цилиндрической камеры настраивают в резонанс с основной частотой первичных колебаний давления. Техническим результатом является повышение эффективности формирования волн давления в затрубном пространстве скважины. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

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.

Наверх