Способ стимуляции призабойной зоны пласта нагнетательной скважины



Способ стимуляции призабойной зоны пласта нагнетательной скважины
Способ стимуляции призабойной зоны пласта нагнетательной скважины

Владельцы патента RU 2581422:

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

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к способам и устройствам стимуляции пласта и призабойной зоны в целях повышения приемистости нагнетательных скважин. Технический результат - увеличение приемистости нагнетательных скважин за счет возможности использования пресной воды в терригенных коллекторах и обеспечения равномерного вытеснения нефти. По способу производят геофизические и гидродинамические исследования. По их результатам определяют текущее состояние призабойной зоны пласта нагнетательной скважины. Текущее состояние призабойной зоны пласта признают неудовлетворительным, если определенное текущее значение приемистости меньше допустимого предельного значения приемистости для работы нагнетательной скважины. Выполняют промывку призабойной зоны пласта объемом поверхностно-активного вещества - ПАВ, обеспечивающим оторочку, промывающую коллектор, при последующей закачке. Объем ПАВ определяют с учетом геологических параметров пласта, включающих в себя объем обрабатываемой зоны и коэффициент пористости пласта. Обеспечивают дозированную подачу ПАВ в течение заданного времени с учетом геологических параметров пласта, включающих в себя фильтрационно-емкостные параметры и технологический параметр среднесуточного объема закачки воды в скважину. Суточной объем дозы ПАВ не превышает 1% суточного объема закачки воды. Повторно производят геофизические и гидродинамические исследования. По их результатам определяют текущее состояние призабойной зоны пласта нагнетательной скважины. Если повторно определенное текущее значение приемистости больше допустимого предельного значения приемистости для работы нагнетательной скважины, то текущее состояние призабойной зоны пласта признают удовлетворительным. Если повторно определенное текущее значение приемистости меньше допустимого предельного значения приемистости для работы нагнетательной скважины, то производят корректировку дозы ПАВ и повторяют этап дозированной подачи ПАВ. Корректировка дозы ПАВ включает в себя этап, на котором осуществляют корректировку суточного объема дозы ПАВ и корректировку времени подачи. Время подачи следующей дозы ПАВ корректируют с учетом текущего радиуса призабойной зоны пласта, находящегося под влиянием ПАВ на некотором удалении от забоя нагнетательной скважины по аналитическому выражению. 9 з.п. ф-лы, 2 ил.

 

Область техники

Настоящее изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к способам и устройствам стимуляции пласта и призабойной зоны в целях повышения приемистости нагнетательных скважин.

Предшествующий уровень техники

Организация системы ППД (поддержания пластового давления) с пресной закачкой вод по терригенным коллекторам нагнетательных скважин, характеризующихся глинистостью пород, осложнена постепенным ухудшением фильтрационно-емкостных свойств коллектора, связанного с набуханием глин и уменьшением трещино-порового пространства, что значительно снижает приемистость нагнетательных скважин и ведет к неравномерному вытеснению нефти.

При снижении приемистости нагнетательных скважин ниже допустимых значений проводятся различные мероприятия по стимуляции пласта и призабойной зоны, которые заключаются в очистке поровых и трещиноватых каналов от кольматанта.

Известна система закачки воды и очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины в способе очистки призабойной зоны нагнетательных скважин (см. патент РФ 2306405, опубл. 20.09.2007), включающая устьевую арматуру, сообщенную с водоводом, который соединен с насосом, и емкостью через соответствующие запорные арматуры. Недостатком данной системы закачки воды и очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины является то, что объем излива из нагнетательной скважины происходит исключительно за счет энергии предварительно закачанной в пласт воды.

Известна система закачки воды и очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины (см. патент РФ 2450120, опубл. 10.05.2012), содержащая устьевую арматуру, сообщенную с водоводом, который соединен с насосом, и емкостью через соответствующие запорные арматуры. Согласно изобретению насос выполнен объемного типа действия с регулируемым приводом и расположен на водоводе в приустьевой зоне скважины. Вход насоса сообщен с водоводом через дополнительную запорную арматуру, а выход - с емкостью через ее запорную арматуру и устьевой арматурой через ее запорную арматуру. Кроме того, водовод оснащен между устьевой арматурой и дополнительной запорной арматурой байпасной линией, охватывающей насос и оснащенной регулировочной запорной арматурой. Запорная арматура емкости и регулировочная запорная арматура выполнены с возможностью открытия при очистке призабойной зоны пласта путем излива жидкости из нагнетательной скважины и закрытия при нагнетании воды по водоводу насосом через устьевую арматуру в скважину. Недостатком данной системы закачки воды и очистки призабойной зоны пласта нагнетательной скважины является то, что вынос загрязнений из призабойной зоны пласта нагнетательной скважины обеспечивается только объемом излива закаченной в пласт воды.

Известен способ очистки призабойной зоны пласта (см. патент РФ 2396420, опубл. 10.08.2010), в котором в целях повышения качества обработки призабойной зоны пласта заполняют скважину рабочей жидкостью и неоднократно воздействуют на нее чередующимися этапами создания и стравливания избыточного давления, которое ведут до достижения определенного технологического параметра. Недостатком данного способа очистки призабойной зоны пласта является повышенная сложность процесса, вызванная необходимостью создания и регулирования избыточного давления.

Известен способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта (см. патент РФ 2346153, опубл. 10.02.2009), включающий в себя продавку кислотного реагента, содержащего, мас. %: соляную кислоту 8-76, фтористоводородную кислоту 1,5-18. поверхностно-активное вещество 0,3-2,5, ингибитор коррозии 0,1-2,0, растворитель остальное, через скважину в зону продуктивного пласта в объемах, обеспечивающих превышение фильтрационных сопротивлений в удаленной от скважины зоне пласта над таковыми в ее призабойной зоне, проведение технологической выдержки и удаление отработанных продуктов реакции из обрабатываемой зоны путем депрессионного воздействия на скважину, причем при значении условного коэффициента приемистости скважины Кпс не менее 2,5 удаление отработанных продуктов реакции осуществляют в режиме эксплуатации скважины, а при Кпс менее 2,5 - принудительно, при достижении коэффициента продуктивности Кпр не менее 0,5 м3/сут·атм принудительное извлечение продуктов реакции из обрабатываемой зоны прекращают. Недостатком данного способа является его сложность и многостадийность, а также необходимость удаления отработанных продуктов реакции из обрабатываемой зоны путем депрессионного воздействия, что не всегда осуществимо в случае нагнетательных скважин с закачкой пресного агента.

Известно также применение химических реагентов на основе ПАВ (поверхностно активные вещества) для выравнивания фронта вытеснения нефти. Однако в настоящее время, их применение является либо кратковременным, либо на постоянной основе с закачкой реагента на компрессорно-нагнетательной станции. При этом учет каких-либо индивидуальных параметров нагнетательных скважин, геологических параметров пласта не производится. Кроме того, в случае нагнетательных скважин с закачкой агента на водной основе, восстановить приемистость, применяя различные виды очистки призабойной зоны и методы поддержания пластового давления, не удается, а отсутствие возможности перевода закачки с пресного агента на другой существенно повышает актуальность данной проблемы для нефтегазодобывающих компаний.

Краткое изложение сущности изобретения

Таким образом, задачей настоящего изобретения является предоставление улучшенной стимуляции призабойной зоны пласта нагнетательной скважины, в том числе за счет индивидуальной подготовки закачиваемых вод.

В качестве решения данной проблемы предлагается способ стимуляции призабойной зоны пласта нагнетательной скважины с индивидуальной подготовкой закачиваемых вод в низкопроницаемые терригенные коллектора.

При этом дозировка ПАВ для каждой скважины рассчитывается индивидуально, исходя из геологических параметров пласта (простирание пласта, мощность пласта, расчлененность, фильтрационно-емкостные свойства и т.д.) и технологических данных работы скважины (среднесуточная приемистость, объемы закачки за месяц и т.д.).

Техническим результатом настоящего изобретения является увеличение приемистости нагнетательных скважин для ведения эффективной закачки пресными водами по глинистым терригенным коллекторам, что в свою очередь позволяет равномерно производить вытеснение нефти в сторону добывающих скважин.

Таким образом, согласно одному аспекту настоящего изобретения, предлагается способ стимуляции призабойной зоны пласта нагнетательной скважины, содержащий этапы, на которых

производят геофизические и гидродродинамические исследования, по результатам которых определяют текущее состояние призабойной зоны пласта нагнетательной скважины, причем текущее состояние призабойной зоны пласта признают неудовлетворительным, если определенное текущее значение приемистости меньше допустимого предельного значения приемистости для работы нагнетательной скважины;

выполняют промывку призабойной зоны пласта значительным объемом поверхностно-активного вещества, обеспечивающим оторочку, промывающую коллектор, при последующей закачке, причем объем поверхностно-активного вещества определяют с учетом геологических параметров пласта, включающих в себя объем обрабатываемой зоны и коэффициент пористости пласта;

обеспечивают дозированную подачу поверхностно-активного вещества с учетом геологических параметров пласта, включающих в себя фильтрационно-емкостные параметры и технологический параметр среднесуточного объема закачки воды в скважину, причем суточной объем дозы поверхностно-активного вещества не превышает 1% суточного объема закачки воды;

повторно производят геофизические и гидродродинамические исследования, по результатам которых определяют текущее состояние призабойной зоны пласта нагнетательной скважины, причем,

если повторно определенное текущее значение приемистости больше допустимого предельного значения приемистости для работы нагнетательной скважины, текущее состояние призабойной зоны пласта признают удовлетворительным, и

если повторно определенное текущее значение приемистости меньше допустимого предельного значения приемистости для работы нагнетательной скважины, производят корректировку дозы поверхностно-активного вещества и повторяют этап дозированной подачи поверхностно-активного вещества.

Согласно одному предпочтительному варианту воплощения, геофизические исследования содержат определение профиля приемистости и поглощающих интервалов в нагнетательных скважинах (расходомер - РГД, термометр), гидродинамические исследования содержат определение КПД скважины. Исследования проводят с целью оценки текущего состояния призабойной зоны пласта. По результатам исследований возможно проведение дополнительной обработки призабойной зоны с одновременной кумулятивной перфорацией.

Согласно другому предпочтительному варианту воплощения, перед этапом промывки призабойной зоны пласта проводят обработку призабойной зоны с одновременной кумулятивной перфорацией, если текущее значение приемистости ниже минимально допустимого значения приемистости для проведения работы по закачке ПАВ.

Согласно другому предпочтительному варианту воплощения, на этапе промывки призабойной зоны пласта значительным объемом поверхностно-активного вещества, объем поверхностно-активного вещества определяют как

Vp=Vппз*Кпор,

где

Vp - расчетный объем поверхностно-активного вещества, м3;

Vпзп - объем обрабатываемой зоны призабойной зоны пласта, м3;

Кпор - коэффициент пористости пласта, у.ед.

Согласно другому предпочтительному варианту воплощения, на этапе промывки призабойной зоны пласта значительным объемом поверхностно-активного вещества, объем обрабатываемой зоны призабойной зоны пласта определяют с учетом расчлененности вскрытого пласта непроницаемыми пропластками:

Vппз=π*R2*Нп

где

R - радиус обрабатываемой зоны (20-50 см), м;

Нп - перфорированный интервал, без учета непроницаемых пропластков, м.

Согласно другому предпочтительному варианту воплощения, на этапе дозированной подачи поверхностно-активного вещества дополнительно учитывают геологические параметры пласта, включающие в себя простирание пласта, мощность пласта, расчлененность.

Согласно другому предпочтительному варианту воплощения, на этапе дозированной подачи поверхностно-активного вещества, учитываемые фильтрационно-емкостные параметры пласта включают коэффициент пористости пласта и суточной объем дозы поверхностно-активного вещества определяют как

Vд=0,01*Vсс.з*Кпор*Кпр

где

Vд - суточной объем дозы поверхностно-активного вещества, м3;

Vсс.з - суточный объем закачки воды, м3;

Кпор - коэффициент пористости пласта, у. ед;

Кпр - эмпирический коэффициент пропорциональности в диапазоне от 0,001 до 1.

Согласно другому предпочтительному варианту воплощения, на этапе дозированной подачи поверхностно-активного вещества заданное время tз составляет от 1 до 5 суток.

Согласно другому предпочтительному варианту воплощения, корректировка дозы поверхностно-активного вещества включает в себя корректировку суточного объема дозы поверхностно-активного вещества и корректировку времени подачи.

Согласно другому предпочтительному варианту воплощения, суточный объем дозы поверхностно-активного вещества корректируют путем увеличения Кпр для каждой скважины индивидуально.

Согласно другому предпочтительному варианту воплощения, время подачи дозы поверхностно-активного вещества корректируют исходя из расчета текущего радиуса призабойной зоны пласта, находящегося под влиянием ПАВ на некотором удалении от забоя нагнетательной скважины:

где

Vд - суточный объем дозы поверхностно-активного вещества, м3;

Vсс.з - точный объем закачки воды, м3;

Нп - перфорированный интервал, без учета непроницаемых пропластков, м;

RЗ - радиус призабойной зоны пласта нагнетательной скважины, промытой закачиваемой водой, м.

При этом считать предельным значением Rд, равным 0,001 м. Таким образом, при вытеснении первоначального объема ПАВ (VД) закачиваемой водой (Vсс.з) из призабойной зоны пласта на расстояние RЗ за время работы нагнетательной скважины tз, например за сутки, и достижении значения радиуса ПАВ (RД) 0,001 м необходимо производить повторную подачу ПАВ в нагнетательную скважину (фиг. 2).

Соответственно с помощью данной формулы можно корректировать время подачи дозы поверхностно-активного вещества (tЗ), изменяя значения объемов дозы ПАВ (Уд) и объемов закачки воды (Vз), либо корректировать время подачи реагента при изменении суточной приемистости нагнетательной скважины (qЗ), зная объем закачки воды (Vз), при которой Rд достигает критического значения:

При достижении приемистости нагнетательной скважины допустимых значений предусматривают закачку с использованием потокоотклоняющих и профилевыравнивающих технологий для выравнивания фронта вытеснения и снижения риска появления промытых зон.

Закачиваема вода, как и добавляемый реагент (ПАВ), будет устремляться по промытому ранее участку. Таким образом, проницаемость промытого участка будет с каждой закачкой улучшаться по отношению к остальным направлениям закачки, что приведет к формированию языка прорыва закачиваемых вод. С этой целью производят гидродинамические исследования для определения изменения влияние нагнетательной скважины на реагирующие добывающие скважины, для своевременного проведения работ по выравниванию фронта вытеснения.

Краткое описание чертежей

Фиг. 1 изображает блок-схему последовательности этапов способа согласно предпочтительному варианту воплощения.

Фиг. 2 изображает сечение призабойной зоны пласта при закачке первой дозы поверхностно-активного вещества и при корректировке дозы поверхностно-активного вещества.

Описание предпочтительных вариантов воплощения

В дальнейшем описании приводится раскрытие предпочтительных вариантов воплощения способа стимуляции призабойной зоны пласта нагнетательной скважины.

В условиях низкопроницаемых коллекторов приемистость нагнетательных скважин падает вследствие резкого увеличения фильтрационного сопротивления призабойной зоны пласта, дренируемой в режиме плоскорадиальной фильтрации жидкости, и не соответствует потенциальным возможностям, обеспечиваемым гидродинамическими параметрами удаленной части пласта.

Стимуляция призабойной зоны пласта нагнетательной скважины представляет собой комплекс работ, проводимых на всех этапах разработки нефтяного месторождения (залежи) для восстановления или улучшения фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта с целью увеличения приемистости нагнетательных скважин.

При стимуляции призабойной зоны закачиваемая жидкость не должна оказывать вредного влияния на коллекторские свойства пласта. Поэтому к закачиваемым жидкостям предъявляются следующие требования:

- закачиваемая жидкость должна быть химически инертна к горным породам, составляющим коллектор, совместима с пластовыми флюидами и должна исключать необратимую кольматацию пор пласта твердыми частицами.

- закачиваемая жидкость не должна образовывать стойких водонефтяных эмульсий первого и второго рода;

- закачиваемая жидкость должна обладать низким коррозионным воздействием на скважинное оборудование. Скорость коррозии стали от ее воздействия не должна превышать 0,12 мм/год.

При этом в качестве технологической жидкости закачки для низкопроницаемых терригенных коллекторов используется жидкость, имеющая следующий состав:

- пресная вода с не менее 0,1% МЛ-81Б или др. ПАВ с плотностью 1000 кг/м3;

- сточная (техническая) вода с не менее 0,1% МЛ-81Б или др. ПАВ плотностью 1010-1050 кг/м3;

- пластовая высокоминерализованная вода с не менее 0,1% МЛ-81Б или др. ПАВ плотностью 1120-1180 кг/м3.

Закачиваемая жидкость должна обладать следующими основными свойствами (совокупно или выборочно):

- быть легкопрокачиваемой по колонне труб, без создания дополнительного давления на эксплуатационную колонну;

- иметь регулируемую динамическую вязкость в пределах 5-100 мПа·с;

- иметь регулируемую плотность в пределах 850-1200 кг/м3;

- иметь структурно-механические свойства, в частности статическое и динамическое напряжение сдвига;

- обладать растворяющими или моющими свойствами по отношению к промысловому парафину;

- не оказывать отрицательного влияния на пласт.

Применение моющих ПАВ (МЛ-81, МЛ-81Б и др.) для промывки призабойной зоны скважины основано на поверхностно-активных свойствах их полярных молекул избирательно адсорбироваться и ориентироваться на поверхностях раздела «металл-загрязнения», «нефть-вода» и т.д., при этом изменяются в благоприятную сторону фазовые и энергетические взаимодействия на этих границах, проявляется «расклинивающий» эффект Ребиндера, мицеллы (пространственные агрегаты ПАВ) солюбилизируют водонерастворимые вещества. При этом моющие растворы обладают смачивающей способностью, а также важными пептизирующими, антиресорбционными, деэмульгирующими, пенообразующими свойствами.

Основное предназначение моющих растворов при промывке призабойной зоны - удаление вязких углеводородсодержащих загрязнений (окисленная нефть, асфальтено-смолистые отложения, парафиновые суспензии и агрегаты, нефтяные эмульсии и т.д.) с призабойной зоны и забоя скважины.

Приготовление жидкости для закачки с добавлением раствора МЛ-81Б или др. ПАВ может производиться на стационарных узлах, в мерной емкости насосного агрегата типа ЦА-320 или отдельной емкости путем постепенной дозировки МЛ-81Б или др. ПАВ в циркулирующий поток жидкости по схеме: емкость-насос-емкость. Раствор МЛ-81Б или др. ПАВ готовится в два приема: растворение МЛ-81Б или др. ПАВ в пресной воде (расчетное количество ПАВ растворяют в объеме от 0,2 до 0,5 м3 пресной воды), а затем этот раствор постепенно вливают при циркуляции в закачиваемую жидкость. В зимнее время затворение МЛ-81Б или др. ПАВ необходимо производить в теплой (от 20°С до 50°С) воде.

Технология стимуляции предполагает проведение подготовительных работ в соответствии со сборником типовых процессов и регламентом проведения ремонтных работ на скважинах, устанавливаемым нефтедобывающей компанией.

В ходе подготовки скважины проводятся комплекс геофизических и гидродинамических исследований для определения технического состояния скважины и характера работы пласта. Конкретный вид исследований и его необходимость определяются геологической службой НГДУ в соответствии с руководящими документами.

Устраняются выявленные в ходе исследования отклонения в техническом состоянии скважины. По результатам промыслово-геофизических и гидродинамических исследований проводится расчет технологических параметров обработки, определение профиля приемистости и поглощающих интервалов в нагнетательных скважинах (расходомер - РГД, термометр), гидродинамические исследования содержат определение КПД скважины, определяют текущее состояние призабойной зоны пласта нагнетательной скважины, причем текущее состояние призабойной зоны пласта признают неудовлетворительным, если определенное текущее значение приемистости меньше допустимого предельного значения приемистости для работы нагнетательной скважины.

Далее осуществляют технологический процесс:

- скважина обвязывается спецтехникой и наземным оборудованием;

- производится опрессовка нагнетательной линии на полуторакратное ожидаемое рабочее давление;

- производится посадка пакера (в случае ожидаемого давления закачки, превышающего допустимое давление на эксплуатационную колонну). Контроль за герметичностью пакера осуществляется по манометру, установленному на затрубье.

- при допустимом давлении в пласт выполняется закачка объема промывочной жидкости для обеспечения оторочки, причем упомянутый объем поверхностно-активного вещества в промывочной жидкости определяют как

Vр=Vппз*Кпор,

где

Vр - расчетный объем поверхностно-активного вещества, м3;

Vпзп - объем обрабатываемой зоны призабойной зоны пласта, м3;

Кпор - коэффициент пористости пласта, у.ед;

- обеспечивается дозированная подача поверхностно-активного вещества в течение заданного времени с учетом геологических параметров пласта, включающих в себя фильтрационно-емкостные параметры и технологический параметр среднесуточного объема закачки воды в скважину, причем суточной объем дозы поверхностно-активного вещества не превышает 1% суточного объема закачки воды, причем фильтрационно-емкостные параметры пласта включают коэффициент пористости пласта и суточной объем дозы поверхностно-активного вещества определяют как

V∂=0,01*Vсс.з*Кпор*Кпр

где

Vд - суточной объем дозы поверхностно-активного вещества, м3;

Vсс.з - суточный объем закачки воды, м3;

Кпор - коэффициент пористости пласта, у.ед;

Кпр - эмпирический коэффициент пропорциональности в диапазоне от 0,001 до 1.

Эффективность стимуляции определяется по повторному определению текущего значения приемистости, причем, если повторно определенное текущее значение приемистости больше допустимого предельного значения приемистости для работы нагнетательной скважины, текущее состояние призабойной зоны пласта признают удовлетворительным, и, если повторно определенное текущее значение приемистости меньше допустимого предельного значения приемистости для работы нагнетательной скважины, производят корректировку дозы поверхностно-активного вещества и обеспечивают дополнительную дозированную подачу поверхностно-активного вещества за заданное время.

1. Способ стимуляции призабойной зоны пласта нагнетательной скважины, содержащий этапы, на которых:
производят геофизические и гидродинамические исследования, по результатам которых определяют текущее состояние призабойной зоны пласта нагнетательной скважины, причем текущее состояние призабойной зоны пласта признают неудовлетворительным, если определенное текущее значение приемистости меньше допустимого предельного значения приемистости для работы нагнетательной скважины;
выполняют промывку призабойной зоны пласта объемом поверхностно-активного вещества - ПАВ, обеспечивающим оторочку, промывающую коллектор, при последующей закачке, причем объем ПАВ определяют с учетом геологических параметров пласта, включающих в себя объем обрабатываемой зоны и коэффициент пористости пласта;
обеспечивают дозированную подачу ПАВ в течение заданного времени с учетом геологических параметров пласта, включающих в себя фильтрационно-емкостные параметры и технологический параметр среднесуточного объема закачки воды в скважину, причем суточной объем дозы ПАВ не превышает 1% суточного объема закачки воды;
повторно производят геофизические и гидродинамические исследования, по результатам которых определяют текущее состояние призабойной зоны пласта нагнетательной скважины, причем, если повторно определенное текущее значение приемистости больше допустимого предельного значения приемистости для работы нагнетательной скважины, то текущее состояние призабойной зоны пласта признают удовлетворительным и, если повторно определенное текущее значение приемистости меньше допустимого предельного значения приемистости для работы нагнетательной скважины, производят корректировку дозы ПАВ и повторяют этап дозированной подачи ПАВ, при этом корректировка дозы ПАВ включает в себя этап, на котором осуществляют корректировку суточного объема дозы ПАВ и корректировку времени подачи, причем время подачи следующей дозы ПАВ корректируют с учетом текущего радиуса призабойной зоны пласта, находящегося под влиянием ПАВ на некотором удалении от забоя нагнетательной скважины:

где
RД - текущий радиус призабойной зоны пласта, м;
VД - объем дозы ПАВ, м3;
VСС.З - объем закачки воды, м3;
НП - перфорированный интервал без учета непроницаемых пропластков, м;
Кпор - коэффициент пористости пласта, усл. ед.;
Rз - радиус призабойной зоны пласта нагнетательной скважины, промытой закачиваемой водой, м.

2. Способ по п. 1, в котором геофизические исследования содержат определение профиля приемистости и поглощающих интервалов в нагнетательных скважинах с применением расходомера РГД, термометра, гидродинамические исследования содержат определение КПД скважины.

3. Способ по п. 1, в котором перед этапом промывки призабойной зоны пласта проводят обработку призабойной зоны с одновременной кумулятивной перфорацией, если текущее значение приемистости ниже минимально допустимого значения приемистости для проведения работы по закачке ПАВ.

4. Способ по п. 1, в котором на этапе промывки призабойной зоны пласта объем ПАВ определяют как
Vр=VПЗП*КПОР,
где
Vp - расчетный объем ПАВ, м3;
Vпзп - объем обрабатываемой зоны призабойной зоны пласта, м3;
Кпор - коэффициент пористости пласта, усл. ед.

5. Способ по п. 4, в котором на этапе промывки призабойной зоны пласта ПАВ, объем обрабатываемой зоны призабойной зоны пласта определяют с учетом расчлененности вскрытого пласта непроницаемыми пропластками:
VПЗП = π*R2*Hп,
где
R - радиус обрабатываемой зоны, м.

6. Способ по п. 1, в котором на этапе дозированной подачи ПАВ дополнительно учитывают геологические параметры пласта, включающие в себя простирание пласта, мощность пласта, расчлененность.

7. Способ по п. 1, в котором на этапе дозированной подачи ПАВ заданное время подачи составляет от 1 до 5 суток.

8. Способ по п. 1, дополнительно включающий в себя этап, на котором производят повторную подачу ПАВ в нагнетательную скважину и корректируют время подачи дозы ПАВ.

9. Способ по п. 8, в котором время подачи следующей дозы ПАВ корректируют при изменении суточной приемистости нагнетательной скважины с учетом объема закачки воды.

10. Способ по п. 1, в котором, если повторно определенное текущее значение приемистости больше допустимого предельного значения приемистости для работы нагнетательной скважины, дополнительно обеспечивают закачку с использованием потокоотклоняющих и профилевыравнивающих технологий для выравнивания фронта вытеснения и снижения риска появления промытых зон.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области нефтяной промышленности, а именно к способам разработки нефтяных месторождений с максимальным учетом текущих давлений разбуриваемого участка нефтяной залежи.

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, а именно к определению профиля закачки воды в нагнетательных скважинах. Технический результат - повышение точности определения профиля закачки с использованием нестационарной термометрии скважины.

Изобретение относится к области разработки нефтяных пластов с неколлекторской зоной путем вытеснения нефти с помощью нефтедобывающих и нагнетательных скважин. Технический результат - повышение эффективности разработки.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для повышения эффективности разработки низкопроницаемых продуктивных пластов.

Изобретение относится к области нефтедобычи, а именно к способу разработки нефтяного месторождения с учетом восстановления температурного фона пласта. Технический результат - повышение эффективности разработки за счет оптимизации эксплуатации нагнетательной скважины - снижения энергетических и трудовых затрат, связанных с закачкой текучей среды в нагнетательную скважину.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к области разработки нефтяной залежи в трещиноватых коллекторах с водонефтяными зонами. Технический результат - повышение нефтеотдачи за счет снижения обводненности добывающих скважин.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к разработке нефтяной залежи нефти в карбонатных и терригенных коллекторах вертикальными и многозабойными скважинами с горизонтальным окончанием.

Изобретение относится к добыче нефти и может быть применено для вытеснения нефти из нефтеносных пластов к добывающим скважинам. Программно-управляемая нагнетательная скважина содержит обсадную трубу, колонну насосно-компрессорных труб (НКТ), пакеры, устьевую запорно-перепускную арматуру, силовой насос с частотно-регулируемым электроприводом, газожидкостный эжектор-смеситель, емкость с поверхностно-активным веществом (ПАВ), дожимной насос и гидрозатвор, сообщающиеся трубопроводами, станцию управления, силовые кабеля, питающие насосы, и регулировочные клапаны, выполненные единым блоком телемеханической системы (ТМС) с возможностью программно-управляемого поддержания пластовых давлений с помощью управляющего контроллера с программным обеспечением и учета расхода рабочего агента посредством датчиков телеметрии и расходомера, размещенных в полостях гильз, параллельно расположенных в корпусе блока ТМС и связанных с контрольно-измерительными приборами на станции управления.

Изобретение относится к экстракции легких фракций нефти и/или топлива из природного битума из нефтеносного сланца и/или нефтеносных песков. В способе природный битум экстрагируют путем водной сепарации из нефтеносного сланца и/или нефтеносных песков при образовании твердого остатка, летучие углеводороды отгоняют из природного битума перегонкой, при этом остается нерастворимый нефтяной кокс, включающий до 10% серы, газообразные углеводороды от перегонки разделяют путем фракционной конденсации на легкие фракции нефти, сырую нефть и различные топлива.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородных по проницаемости залежей нефти. Технический результат - снижение водопритока к добывающим скважинам, повышение равномерности выработки запасов нефти, увеличение коэффициентов охвата и нефтеизвлечения.

Группа изобретений относится к системе подачи жидких химических реагентов в объекты дозирования нефтяной и газовой промышленности. Система содержит емкость хранения химического реагента, насос-дозатор, объект дозирования, установленные в нем контрольно-измерительные приборы, гидростатический датчик давления, установленный в емкости хранения, блок управления.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли, в частности к осуществлению подачи жидких химических реагентов в объекты дозирования нефтяной и газовой промышленности.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для удаления асфальтено-смоло-парафиновых отложений (АСПО) при добыче. Методика включает отбор проб АСПО с параллельным отбором проб продукции скважин, сравнительную оценку растворяющей способности растворителей.

Изобретение относится к добыче нефти при одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной. Установка включает основной и дополнительный приводы, пакер, установленный между верхним и нижним продуктивными пластами, основную, сообщенную с подпакерным пространством скважины, и дополнительную, сообщенную с надпакерным пространством скважины, колонны лифтовых труб со штанговыми насосами, закрепленными на устье скважины двухствольной арматурой, параллельный якорь, установленный на обеих колоннах лифтовых труб и выполненный с возможностью фиксации их относительно друг друга.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для предотвращения отложения асфальтенов, смол и парафинов, и может быть использовано в процессах добычи, транспорта и хранения нефти.

Изобретение относится к области эксплуатации нефтегазовых месторождений и может быть использовано для интенсификации дебитов и повышения нефтеотдачи. Устройство включает алюминиевый корпус в виде тонкостенного цилиндрического стакана с зауженной горловиной.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к составам для удаления асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), и может быть использовано для растворения и удаления АСПО из нефтепромыслового оборудования, призабойной зоны пласта, насосно-компрессорных труб, выкидных линий, трубопроводов, резервуаров и оборудования нефтеперерабатывающих предприятий.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при очистке скважины от асфальтосмолопарафиновых отложений. Технический результат - обеспечение повышения эффективности очистки скважин с невысокой температурой, длительное время накапливавших асфальтосмолопарафиновые отложения.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к устройствам для добычи высокопарафинистой нефти. Устройство включает колонну насосно-компрессорных труб со скважинным насосом и силовым кабелем, закрепленным совместно с капиллярным трубопроводом для подачи химического реагента, выполненным из бронированного кабеля на наружной поверхности колонны насосно-компрессорных труб, размещенные на устье скважины емкость для химического реагента и насос-дозатор, соединенный с капиллярным трубопроводом линией нагнетания, силовой кабель, введенный в скважину через устройство ввода, выполненное в планшайбе устьевой арматуры, и соединенный со станцией управления скважинного насоса.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к погружным устройствам для дозированной подачи ингибитора, и может быть использовано для предотвращения коррозии, отложения солей и парафинов на нефтедобывающем оборудовании.

Группа изобретений относится к области добычи нефти с использованием добывающих скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами. Технический результат - повышение эффективности работы добывающей скважины. По способу на трубе системы устьевой герметизации скважины, расположенной выше планшайбы устьевого противофонтанного оборудования, или на полированном устьевом штоке, связанном с колонной насосных штанг, закрепляют совместно с упругой развязкой виброакустический излучатель. В качестве упругой развязки используют пружину между траверсой канатной подвески и полированным устьевым штоком. С помощью этой развязки уменьшают передачу колебаний на станок-качалку. В качестве виброакустического излучателя используют низкодобротный излучатель с широкой резонансной полосой. Виброакустические колебания передают на колонну насосных штанг, насосно-компрессорные трубы, эксплуатационную колонну и асфальтосмолистые и парафиновые отложения. Выходное механическое сопротивление виброакустического излучателя согласуют с изменчивым во времени комплексным механическим сопротивлением нагрузки. Для этого виброакустический излучатель закрепляют на упомянутых трубе или штоке произвольно, а его рабочие частоту, амплитуду и форму модулирующего сигнала регулируют в широком низкочастотном диапазоне как в непрерывном, так и в радиоимпульсном режимах при контроле амплитуды и скорости возбуждаемых механических колебаний. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 3 ил.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2016-04-20 2016-04-20T09:32:32
Наверх