Способ освоения многозабойной разветвленно-горизонтальной скважины



Способ освоения многозабойной разветвленно-горизонтальной скважины
Способ освоения многозабойной разветвленно-горизонтальной скважины

 


Владельцы патента RU 2581589:

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

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.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к области завершения строительства многозабойных разветвленно-горизонтальных скважин (МРГС) с разнонаправленными разветвленными стволами (ответвлениями) по отношению к основной части горизонтального ствола скважины и, в частности, к процессу освоения при заканчивании их бурением.

Известен способ освоения многозабойных разветвленно-горизонтальных скважин (патент РФ №2299981, МПК 8 E21B 43/25, опубл. в бюл №15 от 27.05.2007 г.), включающий собственно освоение скважины с применением насосно-компрессорных труб и определение объемов притока каждого ствола. В горизонтальной части скважины с ответвлениями стволов, направленными вверх, освоение каждого ответвления производят без вхождения в стволы после замены бурового раствора на нефть, насосно-компрессорные трубы оснащают свабным ограничителем и устанавливают на нижних точках каждого ответвления, при этом освоение проводят циклами свабирования.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, ограниченность применения способа, так как с его помощью можно осваивать многозабойные разветвленно-горизонтальные скважины (МРГС) с направлением горизонтальной части стволов (ответвлений) вверх;

- во-вторых, освоение происходит путем замены бурового раствора на нефть с последующим освоением всех ответвлений циклами свабирования, при этом происходит щадящая депрессия на пласт, которая не позволяет эффективно освоить сильно загрязненный продуктивный пласт (например, продукты реакции кислоты после обработки призабойной зоны), в котором пробурены эти ответвления, более того, освоение проводят от устья к забою, что может привести к загрязнению уже освоенных ответвленных стволов;

- в-третьих, спуск сваба вниз ограничен свабным ограничителем, который устанавливают на нижних точках каждого ответвления, при этом из-за кривизны скважины в процессе свабирования возможно недохождение сваба до нижней точки каждого ответвления или заклинивание сваба на изогнутом участке скважины и, как следствие, обрыв каната и возникновение аварийной ситуации в скважине.

Известен способ освоения многозабойных разветвленно-горизонтальных скважин (патент РФ №2459941, МПК E21B 43/25, опубл. в бюл №24 от 27.08.2012 г.), включающий освоение скважины с применением колонны насосно-компрессорных труб - НКТ и определение объемов притока каждого ответвленного ствола, пробуренного из основной горизонтальной части скважины, причем насосно-компрессорные трубы оснащают свабным ограничителем, а освоение проводят циклами свабирования, при этом колонну НКТ перед спуском оснащают гидравлическим отклонителем с входными отверстиями и пакером, располагаемыми ближе к устью относительно входных каналов отклонителя, а свабный ограничитель размещают в нижней части вертикального участка колонны НКТ, при этом освоение ответвленных стволов проводят раздельно по каждому ответвленному стволу, начиная от самого удаленного от устья скважины, за счет последовательного ввода перед освоением при помощи отклонителя в выбранный ответвленный ствол колонны НКТ и изоляции данного ответвленного ствола от основной горизонтальной части скважины пакером.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, низкая эффективность освоения, обусловленная отсутствием кислотной обработки перед освоением МРГС;

- во-вторых, низкое качество освоения сильно загрязненного продуктивного пласта, вскрытого открытым разветвленным стволом МРГС, это связанно с тем, что кольматант (грязь, шлам, песок), осевший на поверхности открытого ствола, препятствует качественному освоению разветвленного ствола;

- в-третьих, продолжительный технологический процесс освоения, связанный с применением колонны НКТ, а не колонны гибких труб.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ освоения многозабойных разветвленно-горизонтальных скважин (патент РФ №2459945, МПК E21B 43/25, опубл. в бюл №24 от 27.08.2012 г.), включающий освоение скважины с применением колонны насосно-компрессорных труб - НКТ и определение объемов притока каждого ответвленного (разветвленного) ствола, пробуренного из основной горизонтальной части скважины, причем колонну НКТ оснащают свабным ограничителем, а освоение проводят циклами свабирования, при этом колонну НКТ перед спуском оснащают двумя центраторами и пакерами, между которыми располагают выходные каналы, а свабный ограничитель размещают в нижней части вертикального участка колонны НКТ, при этом освоение разветвленных стволов проводят раздельно по каждому разветвленному стволу, начиная от самого удаленного от устья скважины, отсекая в основной горизонтальной части скважины пакерами вход выбранного разветвленного ствола от сообщения с другими разветвленными стволами, причем после установки пакеров проводят сначала кислотную обработку выбранного разветвленного ствола, закачивая 10-15%-ный раствор ингибированной соляной кислоты из расчета 0,2-0,25 м3 на метр длины разветвленного ствола с последующей технологической выдержкой.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, низкая эффективность кислотной обработки перед освоением МРГС закачкой кислоты из основной горизонтальной части скважины. Это связано с тем, что всплывающая нефть и/или вода, находящаяся в ответвленном (разветвленном) стволе МРГС, блокируют верхнюю часть разветвленных стволов и препятствуют реакции кислоты с карбонатными породами при заполнении разветвленного ствола кислотой;

- во-вторых, низкое качество освоения загрязненного продуктивного пласта, вскрытого открытым разветвленным стволом МРГС, это связанно с тем, что кольматант (грязь, шлам, песок), осевший на поверхности открытого ствола в процессе бурения и промывки, препятствует качественному освоению разветвленного ствола;

- в-третьих, низкая надежность реализации способа, связанная с посадкой двухпакерной компоновки, увеличивающей вероятность негерметичной посадки в сравнении с однопакерной компоновкой.

Технической задачей изобретения является создание способа, позволяющего проводить эффективную кислотную обработку разветвленных стволов перед освоением МРГС и производить качественное освоение загрязненного пласта, вскрытого открытыми разветвленными стволами, а также повышение надежности реализации способа при освоении МРГС.

Поставленная техническая задача решается способом освоения многозабойной разветвленно-горизонтальной скважины, включающим 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.

Новым является то, что 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, после чего 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, после этого 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.

На фиг. 1 и 2 изображены схемы осуществления способа освоения многозабойной разветвленно-горизонтальной скважины.

Предлагаемый способ освоения многозабойной разветвленно-горизонтальной скважины осуществляется следующим образом.

В многозабойную разветвленно-горизонтальную скважину 1 (см. фиг. 1), состоящую из разветвленных стволов 2′, 2″, … 2n. Например, трех разветвленных стволов 2′, 2″ и 2′′′, пробуренных из основной горизонтальной части 3 скважины 1 спускают колонну гибких труб 4, оснащенную снизу гидравлическим отклонителем 5 с гидромониторной насадкой 6 на конце. Гидромониторная насадка 6 имеет на конце радиальные отверстия (на фиг. 1 показано условно), например, в количестве 6 штук диаметром 3 мм.

Далее производят раздельную кислотную обработку по каждому разветвленному стволу 2′, 2″, … 2n, начиная от самого ближнего 2′ к устью скважины 1.

Создают избыточное гидравлическое давление, например 6,0 МПа, в гидравлическом отклонителе 5, который отклоняет гибкую колонну труб 4 с гидравлическим отклонителем 5 и гидромониторной насадкой 6 в разветвленный ствол 2′.

Производят доспуск гибкой трубы 4 в разветвленный ствол 2′ скважины 1 так, чтобы гидравлический отклонитель 5 гидромониторной насадкой 6 уперся в забой разветвленного ствола 2′.

По глубине забоя разветвленного ствола 2′, например 400 м, и упору гидромониторной насадки 6 в забой разветвленного ствола 2′ убеждаются в попадании именно в ствол разветвленного ствола 2′ скважины 1. Например, глубина забоя разветвленного ствола 2′ скважины 1 составляет 400 м, а показания датчика на установке гибких труб после упора в забой разветвленного ствола 2′ скважины 1 также составляет 400 м. Это означает, что гибкая труба 4, оснащенная снизу гидравлическим отклонителем и гидромониторной насадкой 6 ,находится на забое разветвленного ствола 2′ скважины 1.

Гидравлический отклонитель может быть выполнен таким, как описано в патенте №2318111 «Гидравлический скважинный отклоняющий узел», опубл. в бюл. 6 от 27.02.2008 г., в котором описан принцип действия данного устройства.

После чего при открытой затрубной задвижке 7 производят закачку кислоты, например 15%-ный раствор ингибированной соляной кислоты, с одновременным подъемом колонны гибких труб 4 с гидравлическим отклонителем 5 и гидромониторной насадкой 6 на длину L, например равную 200 м, до расстояния за S=3 м до входа в разветвленный ствол из основной части горизонтальной скважины со скоростью, обеспечивающей непрерывное замещение всего объема разветвленного ствола 2″ скважины 1 кислотой, полностью вытесняя нефть и/или воду из разветвленного ствола 2″ скважины 1 в основную горизонтальную часть 3 скважины 1.

Например, разветвленный ствол 2″ скважины 1 имеет диаметр: d=122 мм=0,122 м. Тогда при длине L=200 м объем разветвленного ствола 2″ скважины 1 равен: V2″=(3,14·d2/4)·L=3,14·(0,122 м)2/4·200 м=2,336 м3=2,4 м3.

Таким образом, разветвленный ствол 2″ скважины 1 замещают кислотой в объеме 2,4 м3 закачкой ее по гибкой трубе 4 через гидравлический отклонитель 5 и радиальные отверстия гидромониторной насадкой 6 в разветвленной ствол 2″ скважины 1.

Повышается эффективность кислотной обработки перед освоением МРГС за счет постоянного удаления (смывания) пленки нефти и/или воды путем заполнения в движении открытого разветвленного ствола кислотой и вытеснения нефти из разветвленного ствола многозабойной скважины в основной горизонтальный ствол скважины.

В процессе перемещения гибкой трубы 4 снизу вверх с гидравлическим отклонителем 5 и гидромониторной насадкой 6 относительно разветвленного ствола 2″ струя кислоты вытекает из радиальных отверстий гидромониторной насадки 6 под давлением и оказывает разрушающее воздействие на кольматанты (грязь, шлам, песок), находящиеся на поверхности разветвленного ствола 2″, очищая поверхность открытого разветвленного ствола 2″ перед продавкой кислоты в пласт. Отсутствие кольматанта на поверхности разветвленного ствола 2″ позволяет глубже продавить кислоту в пласт, так как кольматант разрушенный струей из под гидромониторной насадки не препятствует проникновению кислоты в пласт.

В результате повышается качество освоения продуктивного пласта за счет того, что гидромониторная насадка 6 при осевом перемещении колонны гибких труб 4 разрушает кольматант (грязь, шлам, песок), осевший на поверхности открытого разветвленного ствола, что позволяет произвести качественное освоение разветвленных стволов МРГС после кислотной обработки пласта.

После полного заполнения разветвленного ствола кислотой при закрытой затрубной задвижке производят продавку кислоты технологической жидкостью, например пресной водой плотностью 1000 кг/м3 в объеме не менее объема кислоты, закачанной в разветвленный ствол 2″ скважины 1 по колонне гибких труб 4 через гидравлический отклонитель 5 и гидромониторную насадку 6 из разветвленного ствола 2″ в пласт, например, продавливают кислоту из разветвленного ствола 2″ в пласт в объеме 2,5 м3.

После этого извлекают колонну гибких труб 4 и гидравлический отклонитель 5 с гидромониторной насадкой 6 из разветвленного ствола 2″ скважины 1 в основную горизонтальную часть 3 и производят технологическую выдержку, например в течение 3-4 часов.

Аналогичным образом производят кислотную обработку оставшихся разветвленных стволов 2″, 2′′′ скважины 1. По окончанию кислотных обработок всех разветвленных стволов 2′, 2″, 2′′′ извлекают из скважины колонну гибких труб с гидравлическим отклонителем и гидромониторной насадкой 6.

Спускают в скважину колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) 8 (см. фиг. 2) со свабным ограничителем 9 и надувным пакером 10 на нижнем конце. Пакер 10 может быть любой известной конструкции, соответствующего типоразмера, работающий в открытом стволе, например надувной пакер фирмы Baker Oil Tools.

Производят раздельное освоение всех разветвленных стволов 2′, 2″, 2′′′ скважины 1, начиная от самого удаленного от устья скважины 1.

Для этого производят посадку надувного пакера 10 в основной горизонтальной части 3 скважины 1 с размещением нижнего конца 11 колонны НКТ 8 напротив входа в самый удаленный от устья скважины 1, осваиваемый разветвленный ствол 2′′′.

Повышается надежность реализации способа за счет того, что освоение МРГС осуществляют с применением однопакерной компоновкой, что значительно снижает вероятность негерметичной посадки пакера в сравнении с прототипом.

Освоение каждого разветвленного ствола 2′, 2″, 2′′′ скважины 1 проводят поочередно циклами свабирования до достижения свабом (на фиг. 1 и 2 не показано) ограничителя 9 (см. фиг. 2) по колонне НКТ 8 в объеме (V1) основной горизонтальной части 3 скважины 1 от забоя 12 до входа в соответствующий разветвленный ствол 2′′′, 2″, 2′ скважины 1 плюс два объема (V2) осваиваемого разветвленного ствола 2′′′, 2″, 2′.

То есть объем свабирования каждого из разветвленных стволов 2′′′, 2″, 2′ равен

Например, при освоении разветвленного ствола 2′′′ скважины 1 объем основной горизонтальной части 3 скважины 1 от забоя 12 до входа в соответствующий разветвленный ствол 2′′′ (расстояние A) составляет: V1=5 м3, а объем осваиваемого разветвленного ствола 2′′′ составляет: V2=3 м3.

Подставляя в формулу 1, получаем

Vc=5 м3+2·3 м3=11 м3.

Освоение разветвленных стволов 2′′′, 2″, 2′ в двух их объемах позволяет гарантировано извлечь как кислоту, закачанную в продуктивный пласт через разветвленный ствол, так и продукты реакции кислоты с породой пласта.

На фигуре 2 условно изображены интервалы установки пакера 10 при освоении оставшихся разветвленных стволов 2″, 2′. По окончании освоения всех разветвленных стволов распакеровывают пакер 10 . извлекают колонну НКТ 2 из скважины 1. Спускают эксплуатационное оборудование в скважину 1, например электроцентробежный насос (на фиг. 1 и 2 не показано), и запускают скважину 1 в эксплуатацию.

Предлагаемый способ освоения многозабойной разветвленно-горизонтальной скважины позволяет повысить:

- эффективность кислотной обработки разветвленных стволов перед освоением МРГС;

- качество освоения загрязненного продуктивного пласта вскрытого открытыми разветвленными стволами после кислотной обработки;

- надежность реализации способа при освоении МРГС.

Способ освоения многозабойной разветвленно-горизонтальной скважины, включающий 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, отличающийся тем, что 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, после чего 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, после этого 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.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов, вскрытых скважинами с открытыми горизонтальными стволами.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение производительности скважин и нефтеотдачи нефтесодержащего пласта.

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

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.

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

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

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

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.

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.

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.

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.

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.
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.

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.

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.

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.
Наверх