Способ заканчивания скважины, вскрывшей продуктивный пласт, расположенный вблизи от водонасыщенного пласта

Авторы патента:

E21B43/27 - с использованием разъедающих веществ, например кислот

Владельцы патента RU 2579069:

Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов, вскрытых скважинами с открытыми горизонтальными стволами. Технический результат - снижение обводненности добываемой продукции. По способу вскрывают продуктивный пласт, расположенный вблизи от водонасыщенного пласта - ближе 4 м от водонасыщенного пласта. В скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб с пусковыми муфтами и с воронкой на конце. Размещают воронку в интервале башмака эксплуатационной колонны. Спускают гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой на конце внутри колонны насосно-компрессорных труб. Вводят гидромониторную насадку в горизонтальный необсаженный ствол скважины и размещают на забое скважины. При открытой межтрубной задвижке на устье скважины прокачивают раствор кислоты с созданием расхода, обеспечивающего эффект «резания» породы. При прокачке раствора кислоты с созданием расхода, обеспечивающего эффект «резания» породы, объем раствора кислоты выбирают равным объему затрубного пространства скважины. После прокачки указанный объем раствора кислоты направляют в емкость на устье скважины. Эту кислоту отстаивают, отделяют от нефти и вновь направляют в скважину. После повторной прокачки указанный объем утилизируют. Осуществляют подъем гибкой безмуфтовой трубы из скважины. Прокачивают инертный газ по затрубному пространству с отбором жидкости по колонне насосно-компрессорных труб. Осуществляют освоение скважины с отбором жидкости по колонне насосно-компрессорных труб. Замеряют скорость подъема уровня жидкости в скважине. Заполняют скважину жидкостью глушения. Поднимают из скважины колонну насосно-компрессорных труб с пусковыми муфтами и воронкой на конце. Спускают глубинно-насосное оборудование и запускают скважину в работу. 1 пр.

Известен способ обработки продуктивного карбонатного пласта, включающий спуск колонны насосно-компрессорных труб в скважину, установку башмака колонны в интервале обработки, закачку кислотного раствора по трубам и воздействие им на породу пласта. В скважине перед спуском колонны насосно-компрессорных труб предварительно выделяют интервалы обработки в нефтенасыщенных породах пласта и башмак колонны труб оборудуют устройством с гидромониторными насадками, радиально расположенными под углами 90° или 120° по образующей, а 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 (Патент РФ №2205950, опубл. 10.06.2003).

Недостатки известного способа:

1. Закачка кислоты осуществляется в наиболее проницаемые участки, где происходит отмывание и реагирование с породой. После перемещения гидромониторной насадки на следующую «точку» путем подъема НКТ производится очередное воздействие. Соответственно интервал горизонтального ствола 50-70 м не подвергается качественной обработке, так как в промежуточных интервалах воздействие оказывается кислотой со сниженными реактивными способностями. Таким образом, участки, на которых не производилось гидромониторное воздействие, практически остались необработанными. Кроме того, данные участки в верхней части блокируются всплывшей нефтью, что приводит к преимущественной обработке нижней части горизонтального ствола.

2. При переходе на следующую «точку» обработки необходимо поднять определенное количество НКТ. Чаще всего из-за разности удельных весов жидкости, находящейся в НКТ и затрубном пространстве, скважина изливает, что в свою очередь требует промывки скважины для уравновешивания давления. Соответственно пласт подвергается неоднократному воздействию технологической жидкости перед каждым подъемом НКТ, что может привести к снижению фазовой проницаемости по нефти. Все это снижает эффективность кислотной обработки скважины и приводит к пониженному дебиту.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ заканчивания скважины, в котором производят закачку в горизонтальный открытый ствол скважины раствора кислоты в режиме гидромониторного воздействия, гидромониторное воздействие осуществляют посредством гидромониторной насадки, размещенной на конце гибкой безмуфтовой трубы. Насадку размещают на забое ствола скважины. Прокачивают раствор кислоты циркуляцией с устьем скважины, одновременно с циркуляцией раствора кислоты поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу со скоростью, не большей скорости заполнения ствола скважины раствором кислоты. После заполнения горизонтального ствола раствором кислоты продавливают раствор кислоты в пласт со ступенчатым подъемом давления и выдержкой на каждой ступени. Снова спускают гибкую безмуфтовую трубу с насадкой на забой скважины и повторяют операции по заполнению ствола скважины раствором кислоты и продавливанию. Проводят технологическую выдержку для реакции раствора кислоты с породой. Поднимают гибкую безмуфтовую трубу в интервал прокачки инертного газа, прокачивают инертный газ, снимают кривую восстановления уровня. Проводят цикличное глушение скважины в режиме «закачка воды - выдержка - стравливание нефти» до полного стравливания нефти, спускают глубинный насос и запускают скважину в работу (Патент РФ №2490442, опубл. 20.08.2013 - прототип).

Недостатком способа является то, что при реализации известного способа возникает гидродинамическая связь с водоносным пластом, приводящая к обводненности добываемой продукции.

В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности кислотной обработки скважины за счет недопущения создания гидродинамической связи продуктивного пласта с водоносным пластом.

Задача решается тем, что в способе заканчивания скважины, вскрывшей продуктивный пласт, расположенный вблизи от водонасыщенного пласта, включающем спуск колонны насосно-компрессорных труб с пусковыми муфтами и с воронкой на конце, размещение воронки в интервале башмака эксплуатационной колонны, спуск гибкой безмуфтовой трубы с гидромониторной насадкой на конце внутри колонны насосно-компрессорных труб, ввод гидромониторной насадки в горизонтальный необсаженный ствол скважины и размещение на забое скважины, при открытой межтрубной задвижке на устье скважины прокачку раствора кислоты с созданием расхода, обеспечивающего эффект «резания» породы, подъем гибкой безмуфтовой трубы из скважины, прокачку инертного газа по затрубному пространству с отбором жидкости по колонне насосно-компрессорных труб, освоение скважины с отбором жидкости по колонне насосно-компрессорных труб, замер скорости подъема уровня жидкости в скважине, заполнение скважины жидкостью глушения, подъем из скважины колонны насосно-компрессорных труб с пусковыми муфтами и воронкой на конце, спуск глубинно-насосного оборудования и запуск скважины в работу, согласно изобретению скважину располагают ближе 4 м от водонасыщенного пласта, при прокачке раствора кислоты с созданием расхода, обеспечивающего эффект «резания» породы, объем раствора кислоты выбирают равным объему затрубного пространства скважины, при этом после прокачки указанный объем раствора кислоты направляют в емкость на устье скважины, отстаивают, отделяют от нефти и вновь направляют в скважину, а после повторной прокачки указанный объем утилизируют.

Сущность изобретения

В связи с активным развитием бурения горизонтальных скважин различной конструкции и их протяженности для повышения их эффективности на сегодняшний день назрела потребность совершенствования технологий кислотной обработки горизонтальных стволов. Одной из причин низкой эффективности производства обработок в горизонтальных стволах по традиционной технологии является то, что при продавливании раствора кислоты в пласт возникает гидродинамическая связь продуктивного пласта с нижележащим водоносным пластом. За счет этого возникает преждевременная обводненность добываемой продукции, значительная часть запасов нефти остается захороненной в залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности кислотной обработки скважины за счет недопущения создания гидродинамической связи продуктивного пласта с водоносным пластом.

Задача решается следующим образом:

Работы проводят в скважине, вскрывшей продуктивный пласт, расположенный вблизи от водонасыщенного пласта, т.е. ближе 4 м.

В скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб с пусковыми муфтами и с воронкой на конце. Воронку размещают в интервале башмака эксплуатационной колонны. Внутри колонны насосно-компрессорных труб спускают гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой на конце. Гидромониторную насадку выводят в горизонтальный необсаженный ствол скважины и размещают на забое скважины. При открытой межтрубной задвижке на устье скважины прокачивают раствор кислоты с созданием расхода, обеспечивающего эффект «резания» породы. Объем раствора кислоты выбирают равным объему затрубного пространства скважины. Одновременно с подачей раствора кислоты перемещают по горизонтальному стволу скважины гибкую безмуфтовую трубу.

После прокачки указанный объем раствора кислоты направляют в емкость на устье скважины, отстаивают, отделяют от нефти и вновь направляют в скважину через гибкую безмуфтовую трубу для обеспечения повторного процесса «резания», а после повторной прокачки указанный объем утилизируют.

Межтрубное пространство представляет собой пространство между гибкой безмуфтовой трубой и колонной насосно-компрессорных труб. Затрубное пространство представляет собой пространство между колонной насосно-компрессорных труб и эксплуатационной колонной скважины. Трубное пространство представляет собой пространство гибкой безмуфтовой трубы в скважине.

Поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой. Освоение скважины проводят прокачкой инертного газа по затрубному пространству с отбором жидкости по колонне насосно-компрессорных труб.

Для освоения скважины при открытой трубной задвижке в затрубное пространство скважины прокачивают инертный газ, например азот, снижают давление в скважине и замеряют скорость подъема уровня жидкости в скважине, снимают т.о. кривую восстановления уровня. Заполняют скважину жидкостью глушения. Поднимают из скважины колонну насосно-компрессорных труб с пусковыми муфтами и воронкой на конце. Спускают глубинно-насосное оборудование и запускают скважину в работу.

В результате удается повысить дебит скважины и предотвратить обводнение добываемой продукции за счет исключения гидродинамической связи с водоносным пластом.

Пример конкретного выполнения

Проводят работы на нефтедобывающей скважине с горизонтальным стволом длиной 150 мм на глубине 1350 м. Диаметр ствола горизонтального ствола составляет 144 мм. Скважина заполнена жидкостью глушения. Башмак 114 мм эксплуатационной колонны на глубине 1200 м. Ниже вскрытого продуктивного пласта на 4 м расположен водоносный пласт.

В скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб с пусковыми муфтами и с воронкой на конце. Воронку размещают в интервале башмака эксплуатационной колонны. Гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой спускают внутри колонны насосно-компрессорных труб.

В горизонтальный необсаженный ствол скважины спускают гибкую безмуфтовую трубу диаметром 38 мм с гидромониторной насадкой на конце. Насадку размещают на забое ствола скважины. При открытой затрубной задвижке на устье скважины прокачивают 15%-ный раствор соляной кислоты циркуляцией с устьем скважины. Объем раствора кислоты выбирают равным объему затрубного пространства скважины, т.е. равным 4,3 м³. Одновременно с подачей раствора кислоты перемещают по горизонтальному стволу гибкую безмуфтовую трубу. После прокачки указанный объем раствора кислоты направляют в емкость на устье скважины, отстаивают в течение 20 минут, отделяют от нефти и вновь направляют в скважину через гибкую безмуфтовую трубу для обеспечения повторного процесса «резания», а после повторной прокачки указанный объем направляют в нейтрализационную емкость на устье скважины и утилизируют.

Промывают скважину. Производят прокачку инертного газа по затрубному пространству с отбором жидкости по колонне насосно-компрессорных труб. Закачивают в скважину жидкость глушения. Поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой. Освоение скважины проводят прокачкой инертного газа по затрубному пространству с отбором жидкости по колонне насосно-компрессорных труб.

Для освоения скважины при открытой трубной задвижке в затрубное пространство скважины прокачивают инертный газ - азот, снижают давление в скважине и замеряют скорость подъема уровня жидкости в скважине, снимают т.о. кривую восстановления уровня. Заполняют скважину жидкостью глушения. Поднимают из скважины колонну насосно-компрессорных труб с пусковыми муфтами и воронкой на конце. Спускают глубинно-насосное оборудование и запускают скважину в работу.

В результате дебит скважины составил 25 м³/сут при нулевой обводненности добываемой продукции - нефти. Безводный период добычи нефти сохраняется в течение 3 лет эксплуатации скважины. Обводненность по прототипу наблюдается в течение первых 6 месяцев эксплуатации скважины.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения эффективности кислотной обработки скважины за счет недопущения создания гидродинамической связи продуктивного пласта с водоносным пластом.

Способ заканчивания скважины, вскрывшей продуктивный пласт, расположенный вблизи от водонасыщенного пласта, включающий спуск колонны насосно-компрессорных труб с пусковыми муфтами и с воронкой на конце, размещение воронки в интервале башмака эксплуатационной колонны, спуск гибкой безмуфтовой трубы с гидромониторной насадкой на конце внутри колонны насосно-компрессорных труб, ввод гидромониторной насадки в горизонтальный необсаженный ствол скважины и размещение на забое скважины, при открытой межтрубной задвижке на устье скважины прокачку раствора кислоты с созданием расхода, обеспечивающего эффект «резания» породы, подъем гибкой безмуфтовой трубы из скважины, прокачку инертного газа по затрубному пространству с отбором жидкости по колонне насосно-компрессорных труб, освоение скважины с отбором жидкости по колонне насосно-компрессорных труб, замер скорости подъема уровня жидкости в скважине, заполнение скважины жидкостью глушения, подъем из скважины колонны насосно-компрессорных труб с пусковыми муфтами и воронкой на конце, спуск глубинно-насосного оборудования и запуск скважины в работу, отличающийся тем, что скважину располагают ближе 4 м от водонасыщенного пласта, при прокачке раствора кислоты с созданием расхода, обеспечивающего эффект «резания» породы, объем раствора кислоты выбирают равным объему затрубного пространства скважины, при этом после прокачки указанный объем раствора кислоты направляют в емкость на устье скважины, отстаивают, отделяют от нефти и вновь направляют в скважину, а после повторной прокачки указанный объем утилизируют.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение производительности скважин и нефтеотдачи нефтесодержащего пласта.

Способ кислотной обработки карбонатного пласта // 2579042

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки, увеличение нефтеотдачи, повышение надежности реализации способа.

Способ снижения водопритока к скважинам // 2576726

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с преимущественно поровым типом коллектора. Способ снижения водопритока к скважинам включает выбор добывающей скважины.

Способ обработки призабойной зоны скважины // 2576252

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности. Технический результат - повышение эффективности кислотной стимуляции карбонатных коллекторов за счет выравнивания скоростей кислотных реакций с различными структурно-генетическими типами известняков, содержащихся в породе продуктивного пласта, создания разветвленной сети флюидопроводящих каналов в виде червоточины, предотвращения формирования сладж-комплексов, образовавшихся в процессе кислотной стимуляции.

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

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - совместимость состава обработки пласта с пластовыми жидкостями, ингибирование кислотной коррозии, образования эмульсий и смолообразования.

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

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение добычи нефти на 30-50% за счет увеличения площади фильтрации.

Способ обработки продуктивного карбонатного пласта // 2570159

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов с открытым горизонтальным стволом.

Способ изоляции подошвенной воды // 2569941

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции водопритока пластовых вод и направлено на повышение эффективности изоляции подошвенных вод при разработке нефтяных и газовых месторождений.

Способ обработки призабойной зоны пласта // 2566344

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - полное выравнивание профиля притока в добывающих скважинах и профиля приемистости в нагнетательных скважинах, изоляция водопритока, интенсификация добычи нефти и газа, возможность использования независимо от сезона года.

Способ обработки продуктивного карбонатного пласта // 2565293

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

Способ освоения многозабойной разветвленно-горизонтальной скважины // 2581589

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности кислотной обработки, качества освоения загрязненного продуктивного пласта, надежности. Способ освоения многозабойной разветвленно-горизонтальной скважины включает раздельное освоение каждого разветвленного ствола, пробуренного из основной горизонтальной части скважины с применением колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, оснащенной пакером и свабным ограничителем, размещенным в нижней части вертикального участка колонны НКТ, посадку пакера и проведение кислотной обработки разветвленного ствола, закачкой 10-15%-ного раствора соляной кислоты с последующей технологической выдержкой на реакцию с последующим освоением скважины циклами свабирования. В скважину сначала спускают колонну гибких труб, оснащенную снизу гидравлическим отклонителем с гидромониторной насадкой на конце, производят раздельную кислотную обработку по каждому разветвленному стволу, начиная от самого ближнего к устью скважины, при этом гибкую колонну труб с гидравлическим отклонителем и гидромониторной насадкой спускают в разветвленный ствол скважины до упора гидромониторной насадки в забой разветвленного ствола. Затем при открытой затрубной задвижке начинают закачку кислоты с одновременным подъемом колонны гибких труб из разветвленного ствола, не доводя 3 м до входа в разветвленный ствол из основной части горизонтальной скважины, со скоростью, обеспечивающей непрерывное замещение всего объема разветвленного ствола кислотой. После заполнения разветвленного ствола кислотой при закрытой затрубной задвижке производят продавку кислоты технологической жидкостью по колонне гибких труб через гидравлический отклонитель и гидромониторную насадку из разветвленного ствола в пласт. Затем извлекают колонну гибких труб и гидравлический отклонитель с гидромониторной насадкой из разветвленного ствола скважины в основную горизонтальную часть скважины и производят технологическую выдержку на реакцию. Аналогичным образом производят обработку оставшихся разветвленных стволов скважины. По окончании кислотных обработок всех разветвленных стволов извлекают из скважины колонну гибких труб с гидравлическим отклонителем и гидромониторной насадкой, спускают в скважину колонну насосно-компрессорных труб со свабным ограничителем и надувным пакером на нижнем конце, производят поочередное раздельное освоение всех разветвленных стволов, начиная от самого удаленного от устья скважины. При этом посадку надувного пакера производят в основной горизонтальной части скважины с размещением нижнего конца колонны НКТ напротив входа в осваиваемый разветвленный ствол, а освоение каждого разветвленного ствола проводят циклами свабирования по колонне НКТ в объеме основной горизонтальной части скважины от забоя до входа в разветвленный ствол плюс два объема осваиваемого разветвленного ствола. 2 ил.

Обработка иллитовых пластов с помощью хелатирующего агента // 2582605

Настоящее изобретение относится к способу обработки иллитсодержащего пласта, предпочтительно пласта песчаника. Способ обработки иллитсодержащего пласта включает введение в пласт жидкости, содержащей глутаминовую N,N-диуксусную кислоту или ее соль. Жидкость для обработки иллитсодержащего пласта содержит глутаминовую N,N-диуксусную кислоту или ее соль (GLDA), ингибитор коррозии и поверхностно-активное вещество. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности обработки иллитсодержащего пласта. 2 н. и 17 з.п. ф-лы, 5 пр., 1 табл., 6 ил.

Способ обработки призабойной зоны пласта // 2583104

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологии интенсификации добычи нефти с целью увеличения конечного коэффициента извлечения нефти. Технический результат - получение дополнительной добычи нефти и повышение эффективности работы скважин за счет снижения доли воды в добываемой жидкости, доотмыва пленочной нефти и вовлечения в разработку низкопроницаемых интервалов призабойной зоны пласта (ПЗП). Способ обработки ПЗП включает последовательную обработку ПЗП инвертно-эмульсионным раствором (ИЭР), оторочкой нефти и кислотной композицией. ИЭР содержит, об.%: эмульгатор 2; дизельное топливо 20; техническую воду остальное. Кислотная композиция содержит, об.%: 30%-ную соляную кислоту 63,5; диэтиленгликоль 8,5; уксусную кислоту 3,4; гидрофобизатор на основе амидов 1,7; ингибитор коррозии 1,7; техническую воду остальное. ИЭР ограничивает водопритоки путем искусственного снижения проницаемости высокопроницаемых промытых зон пласта. Оторочка нефти является буферной и обеспечивает недопущение взаимодействия ИЭР с кислотной композицией при закачке в скважину и продавке в ПЗП. Кислотная композиция обеспечивает доотмыв нефти, увеличение диаметра поровых каналов и пропускающую способность низкопроницаемых участков ПЗП. 6 з.п. ф-лы, 5 ил.

Способ снижения водопритока к многозабойным скважинам // 2584025

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой или слоистой залежи нефти с преимущественно поровым типом коллектора многозабойными горизонтальными скважинами. Способ снижения водопритока к многозабойным скважинам включает выбор добывающей многозабойной горизонтальной скважины, каждый ствол которой эксплуатирует отдельный нефтенасыщенный пропласток, закачку в нее рабочего агента и пуск скважины в добычу. Предварительно проводят лабораторные исследования на керне каждого из пропластков, 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 рН более 8,0 д.ед. - щелочную воду. В выбранной добывающей скважине определяют приток воды с каждого из пропластков, закачку малосольной и/или щелочной воды осуществляют отдельно в каждый из пропластков как в выбранную добывающую скважину, так и ближайшую, находящуюся на расстоянии не более 600 м, нагнетательную скважину. В каждый пропласток закачку ведут одновременно в добывающую и нагнетательную скважины, значения начального расхода малосольной и/или щелочной воды для каждого пропластка определяют пропорционально концентрации мелкодисперсных глинистых частиц на выходе из керна при проведении лабораторных исследований, но в сумме по всем пропласткам не менее, чем расход в нагнетательную скважину сточной или пластовой воды до закачки рабочего агента. Закачку малосольной и/или щелочной воды в каждый пропласток ведут в течение времени, пропорционального обводненности каждого ствола добывающей скважины, но не менее пяти суток, после проведения закачки в каждый пропласток. 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 закачки рабочего агента. Циклы закачки малосольной и/или щелочной воды повторяют при росте обводненности добывающей скважины на 10-30% относительно обводненности после проведения предыдущего цикла закачки и отбора рабочего агента. Объем закачки малосольной и/или щелочной воды в каждом последующем цикле увеличивают. Изобретение обеспечивает повышение эффективности изоляции водопритока к многозабойным горизонтальным скважинам и увеличение коэффициента нефтеизвлечения залежи. 1 ил., 4 пр.

Способ заканчивания нефтяной малодебитной скважины // 2586337

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способу заканчивания нефтяных малодебитных скважин с открытым забоем. Технический результат - сохранение устойчивости стенок ствола скважины и повышение дебитов нефти малодебитной скважины. По способу осуществляют бурение ствола скважины под эксплуатационную колонну с первичным вскрытием продуктивного пласта на всю его толщину. Спускают эксплуатационную колонну, оборудованную пакером манжетного цементирования и секцией обсадных труб с выполненными в них сквозными отверстиями, перекрытыми легкоплавкими вставками, например алюминиевыми. Осуществляют прямую промывку ствола скважины не менее двух циклов буровым раствором через башмак эксплуатационной колонны с последующим удалением бурового раствора из нижней части эксплуатационной колонны и заполнением ее нижней части в интервале всей толщины продуктивного пласта водным раствором хлорида кальция. Устанавливают пакер для возможности манжетного цементирования выше кровли продуктивного пласта в сцементированных глинистых пропластках с отсечением продуктивного пласта от вышележащих горных пород. Пакер размещают на глубине твердых сцементированных глинистых пропластов. Секцией обсадных труб, расположенных ниже пакер, перекрывают всю толщину продуктивного пласта. Цементируют затрубное пространство за эксплуатационной колонной. Выдерживают скважину на период ожидания затвердевания цемента и пропитки прискважинной зоны ионами кальция, находящимися в водном растворе хлорида кальция, с приданием ей гидрофобизирующих свойств. Разбуривают пакер. Закачивают в подпакерное пространство скважины соляную кислоту и разрушают легкоплавкие вставки с освобождением сквозных отверстий секции обсадных труб. Созданием депрессии вызывают приток из продуктивного пласта. 4 ил.

Способ заканчивания горизонтальной скважины // 2588108

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов, вскрытых скважинами с открытыми горизонтальными стволами. Технический результат - повышение эффективности кислотной обработки скважины за счет создания гидродинамической связи с пропластками, не охваченными кислотным воздействием. Способ заканчивания горизонтальной скважины включает спуск колонны насосно-компрессорных труб с пусковыми муфтами и с воронкой на конце, размещение воронки в интервале башмака эксплуатационной колонны, спуск гибкой безмуфтовой трубы с гидромониторной насадкой на конце внутри колонны насосно-компрессорных труб, ввод гидромониторной насадки в горизонтальный необсаженный ствол скважины и размещение на забое скважины, при открытой межтрубной задвижке на устье скважины прокачку раствора кислоты с созданием расхода, обеспечивающего эффект «резания» породы, при открытой затрубной задвижке по безмуфтовой трубе заполнение горизонтального ствола скважины водным раствором поверхностно-активного вещества, закрытие затрубной задвижки и продавливание раствора поверхностно-активного вещества по безмуфтовой трубе в пласт, закрытие задвижки на трубном пространстве гибкой безмуфтовой трубы, при закрытом межтрубном и трубном пространстве по затрубному пространству продавку раствора кислоты, находящегося в стволе скважины, в пласт со ступенчатым подъемом давления и выдержкой на каждой ступени, проведение технологической выдержки для реакции раствора кислоты с породой, промывку ствола скважины, подъем гибкой безмуфтовой трубы из скважины, прокачку инертного газа по затрубному пространству с отбором жидкости по колонне насосно-компрессорных труб, закачку в скважину жидкости глушения, освоение скважины. Причем предварительно в горизонтальном стволе размещают компоновку с долотом, равным диаметру горизонтального ствола, с приводом, промывают горизонтальный ствол скважины с вращением и расхаживанием компоновки прямой промывкой 0,1-0,3%-ным раствором поверхностно-активного вещества в пластовой воде в объеме не менее 25 м3 до чистой воды, поднимают компоновку в вертикальный ствол скважины и выдерживают в течение 30 минут, после этого шаблонируют горизонтальный ствол скважины компоновкой до забоя. Прокачку кислоты через гибкую безмуфтовую трубу производят при давлении не менее 20 МПа и расходе не менее 3 л/с. 1 пр.

Устройство для обработки призабойной зоны скважины // 2588523

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - расширение геологических условий применения устройства, повышение надежности, успешности и эффективности обработки призабойной зоны скважины, упрощение конструкции и изготовления устройства. Устройство для обработки призабойной зоны нефтяной скважины включает воздушную камеру с атмосферным давлением и приемную камеру, выполненную из легкого упругопластичного материала. В приемной камере размещены цилиндрической формы композиционные материалы: малогазовый при сгорании композиционный материал и газо- и кислотогенерирующий при сгорании композиционный материал. Малогазовый при сгорании композиционный материал, обращенный к воздушной камере и закрепленный радиально расположенными металлическими штырьками неподвижно относительно корпуса приемной камеры, сформирован из композиции, включающей, мас.%: аммиачную селитру гранулированную марки Б 45-46, бихромат калия 1-2, эпоксидную смолу марки ЭД-20 40-42, пластификатор марки ЭДОС 2-3, отвердитель Агидол марки АФ-2М 9-10. Газо- и кислотогенерирующий при сгорании композиционный материал включает, мас. %: аммиачную селитру гранулированную марки Б 38-45, смолу поливинилхлоридную хлорированную марки ПСХ-ЛС 40-50, фторопласт-4 12-15. 1 ил., 1 табл., 1 пр.

Способ разработки карбонатного коллектора с водонефтяными зонами // 2592921

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи неоднородного карбонатного коллектора. Способ разработки карбонатного коллектора с водонефтяными зонами включает бурение горизонтальных скважин, спуск на колонне труб в горизонтальную часть стволов насосов и фильтров, определение профиля притока нефти к стволу скважины, кислотную обработку коллектора, отбор продукции скважины. Причем профиль горизонтального ствола скважины проводят в центральной части коллектора, в открытый горизонтальный ствол спускают две колонны труб диаметром 1,5-2 дюйма, телеметрией ориентируют одну колонну над другой. На нижней колонне устанавливают в центре ствола один или более последовательно соединенных насоса. На верхней колонне по всей длине ствола размещают последовательно соединенные фильтры, перфорационные отверстия которых расположены вдоль одной линии по длине фильтров, данные отверстия ориентируют телеметрией в сторону кровли пласта. Выше кровли продуктивного пласта в обсадной колонне устанавливают пакер. При остановленном насосе подают кислоту в колонну труб с фильтрами, продавливают технической водой под давлением 0,5-1,0 от давления гидроразрыва пород и в объеме не менее объема колонны труб, по которой ведут закачку кислоты. После реакции кислоты с породой по этой же трубе отбирают продукты реакции до появления нефти, затем пускают в работу насос в горизонтальном стволе. При падении дебита нефти более чем на 50% от дебита нефти после кислотной обработки процесс закачки кислоты повторяют с увеличением объема закачки кислоты в 1,1-2,0 раза по сравнению с закачкой кислоты в предыдущем цикле. 1 ил.

Способ разработки карбонатного коллектора периодичной кислотной обработки // 2592931

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи карбонатного коллектора. Способ разработки карбонатного коллектора периодичной кислотной обработкой включает бурение горизонтальных скважин, спуск на колонне труб в горизонтальную часть стволов насосов, разделение горизонтального ствола на участки пакерами в зависимости от проницаемости, кислотную обработку коллектора через фильтры с различной плотностью перфорации, отбор продукции скважины. В горизонтальный ствол скважины, который выполняют открытым, спускают три колонны труб диаметром не более 2,5 дюйма. У кровли продуктивного пласта в эксплуатационной колонне устанавливают пакер для трех колонн труб. На первой колонне в центре каждого участка горизонтального ствола размещают по одному насосу, причем каждый последующий насос от конца горизонтального ствола к его началу выбирают из условия обеспечения дебита жидкости не менее суммы дебитов жидкости предыдущих насосов. Ко второй и третьей колоннам труб крепят по всей длине горизонтального ствола последовательно соединенные фильтры, в которых плотность перфорации на каждом из указанных участков различна. Плотность перфорации Nn на второй колонне труб каждой n-й секции фильтров выполняют согласно соотношению Nn=Nmin·kmax/kn, отв./м, где kmax - максимальная проницаемость коллектора вдоль горизонтального ствола, м2, kn - проницаемость n-го участка коллектора, м2, Nmin - плотность перфорационных отверстий фильтров на второй колонне труб напротив коллектора с максимальной проницаемостью, отв./м. Плотность перфорации Mn на третьей колонне труб каждой n-й секции фильтров рассчитывают по формуле Mn=Mmin·kn/kmin, отв./м, где kmin - минимальная проницаемость коллектора вдоль горизонтального ствола, м2, Mmin - плотность перфорационных отверстий фильтров на третьей колонне труб напротив коллектора с минимальной проницаемостью, отв./м. При остановленных насосах подают кислоту во вторую колонну труб с фильтрами, продавливают технической водой в объеме не менее объема колонны труб, по которой ведут закачку кислоты, после реакции кислоты с породой по этой же трубе отбирают продукты реакции до появления нефти, затем пускают в работу насос в горизонтальном стволе. При падении дебита нефти более чем на 50% от дебита нефти после кислотной обработки процесс закачки кислоты повторяют, причем объем технической воды для продавки кислоты выбирают из условия не менее 2 объемов технической воды, которую применяли в предыдущем цикле обработки. При повышении обводненности скважины до 80-98% через третью колонну труб с фильтрами при остановленных насосах закачивают в пласт воду с мелкодисперсными частицами радиусом 0,1-0,4 среднего радиуса пор коллектора rп, определяемого по соотношению м, где m - средняя пористость коллектора, д.ед., k - средневзвешенная проницаемость коллектора вдоль горизонтального ствола, м2. Закачку воды с мелкодисперсными частицами ведут в течение 3-10 сут с расходом, близким к максимальной приемистости скважины. 1 ил., 2 пр.

Способ заканчивания скважины, вскрывшей продуктивный пласт, расположенный изолированно от водоносного пласта // 2593281

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов. Технический результат - повышение эффективности обработки скважины. По способу выбирают продуктивный пласт, расположенный изолированно от водонасыщенного пласта. Вскрывают его горизонтальной скважиной вдали от водонасыщенного пласта - на расстоянии более 5 м от этого пласта. Спускают колонну насосно-компрессорных труб - НКТ с пусковыми муфтами и с воронкой на конце. Размещают воронку в интервале башмака эксплуатационной колонны. Спускают гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой на конце внутри колонны НКТ. Вводят гидромониторную насадку в горизонтальный необсаженный ствол скважины и размещают на забое скважины раствор кислоты, который выбирают в объеме, равном объему затрубного пространства скважины. Заполняют горизонтальный ствол скважины водным раствором поверхностно-активного вещества - ПАВ. Продавливают водный раствор ПАВ по безмуфтовой трубе в продуктивный пласт. При закрытом межтрубном и трубном пространстве по затрубному пространству продавливают раствор кислоты, находящийся в стволе скважины, с расходом, обеспечивающим эффект гидромониторного «резания» породы, со ступенчатым подъемом давления и технологической выдержкой на каждой ступени. При этом давление от ступени к ступени поднимают от 3 до 6 МПа. Технологическую выдержку на каждой ступени проводят до снижения давления до 2 МПа. Промывают ствол скважины, поднимают гибкую безмуфтовую трубу из скважины, прокачивают инертный газ по затрубному пространству с отбором жидкости по колонне НКТ. Закачивают в скважину жидкость глушения. Осваивают скважину. Проводят геофизические исследования горизонтального ствола на гибкой трубе. Выявляют «неработающие» интервалы горизонтального ствола, имеющие высокие фильтрационно-емкостные свойства. Устанавливают гидромониторную насадку в данных интервалах горизонтального ствола. Направляют гидромониторную насадку под углом к оси горизонтального ствола с упором конца гидромониторной насадки в стенку горизонтального ствола. Осуществляют циркуляцию раствора кислоты через гибкую безмуфтовую трубу, гидромониторную насадку и колонну НКТ с созданием расхода, обеспечивающего эффект гидромониторного «резания» породы, до образования в породе углубления или канала и увеличения площади поверхности интервала воздействия. По затрубному пространству продавливают раствор кислоты в пласт. Проводят технологическую выдержку для реакции раствора кислоты с породой. Поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой. Прокачивают инертный газ по затрубному пространству с отбором жидкости по колонне НКТ. Замеряют скорость подъема уровня жидкости в скважине. Заполняют скважину жидкостью глушения. Поднимают из скважины колонну НКТ с пусковыми муфтами и воронкой на конце. Спускают глубинно-насосное оборудование и запускают скважину в работу. 1 пр.