Способ заканчивания горизонтальной скважины


 


Владельцы патента RU 2588108:

Публичное акционерное общество "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 - 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 и может найти применение при интенсификации добычи нефти из продуктивного карбонатного пласта, вскрытого скважиной с открытым горизонтальным стволом.

Известен 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).

Недостатком способа является то, что при кислотной обработке кислота реагирует с породой неравномерно по длине горизонтального ствола.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ заканчивания скважины, включающий прокачку раствора кислоты циркуляцией с устьем скважины посредством гидромониторной насадки, размещенной на конце гибкой безмуфтовой трубы, одновременно с циркуляцией раствора кислоты подъем из скважины гибкой безмуфтовой трубы со скоростью, не большей скорости заполнения ствола скважины раствором кислоты, после заполнения горизонтального ствола раствором кислоты продавку раствора кислоты в пласт со ступенчатым подъемом давления и выдержкой на каждой ступени, проведение технологической выдержки для реакции раствора кислоты с породой, прокачку инертного газа, фиксирование кривой восстановления уровня, глушение скважины и освоение скважины, согласно изобретению, предварительно в скважину в интервал башмака эксплуатационной колонны спускают колонну насосно-компрессорных труб с пусковыми муфтами и с воронкой на конце, гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой спускают внутри колонны насосно-компрессорных туб, перед продавкой кислоты в пласт горизонтальный ствол скважины при открытом затрубном пространстве заполняют через гибкую безмуфтовую трубу водным раствором поверхностно-активного вещества, при закрытом затрубном пространстве выполняют продавку водного раствора поверхностно-активного вещества в пласт, проводят технологическую выдержку до всплытия нефти в скважину, затем по затрубному пространству производят продавку раствора кислоты, проводят технологическую выдержку для реакции раствора кислоты с породой, промывают ствол скважины, поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой, а прокачку инертного газа проводят по затрубному пространству с отбором жидкости по колонне насосно-компрессорных труб, после освоения скважины проводят геофизические исследования горизонтального ствола на гибкой трубе методами термометрии и дебитометрии, после получения результатов исследования выявляют «неработающие» интервалы и, сопоставляя геофизический материал сданными окончательного каротажа, определяют «неработающие» интервалы горизонтального ствола, имеющие высокие фильтрационно-емкостные свойства, спуском гибкой безмуфтовой трубы устанавливают гидромониторную насадку в данных интервалах горизонтального ствола, упирают конец гидромониторной насадки в стенку горизонтального ствола и осуществляют циркуляцию раствора кислоты через гибкую безмуфтовую трубу, гидромониторную насадку и колонну насосно-компрессорных труб до образования в породе углубления (канала) и увеличения площади поверхности интервала воздействия, затем по затрубному пространству производят продавку раствора кислоты, проводят технологическую выдержку для реакции раствора кислоты с породой, поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой, а прокачку инертного газа проводят по затрубному пространству с отбором жидкости по колонне насосно-компрессорных труб (патент РФ №2541986, опубл. 20.02.2015 - прототип).

При реализации известного способа обеспечивается равномерность кислотного воздействия по длине горизонтального ствола, однако при этом не возникает гидродинамическая связь с пропластками, не охваченными кислотным воздействием.

В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности кислотной обработки скважины за счет создания гидродинамической связи с пропластками, не охваченными кислотным воздействием.

Задача решается тем, что в способе заканчивания горизонтальной скважины, 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, 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, согласно изобретению, предварительно в горизонтальном стволе размещают компоновку с долотом, равным диаметру горизонтального ствола, с приводом, промывают горизонтальный ствол скважины с вращением и рассхаживанием 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, а при прокачке раствора кислоты через гибкую безмуфтовую трубу прокачку кислоты производят при давлении не менее 20 МПа и расходе не менее 3 л/с.

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 в процессе обработки не достигается гидродинамическая связь с пропластками, не охваченными кислотным воздействием.

В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности кислотной обработки скважины за счет создания гидродинамической связи с пропластками, не охваченных кислотным воздействием. Задача решается следующим образом.

В горизонтальном стволе скважины размещают компоновку с долотом, равным диаметру горизонтального ствола, с приводом. Прокачивают через компоновку 0,1-0,3%-ный раствор поверхностно-активного вещества в пластовой воде в объеме не менее 25 м3 до чистой воды, тем самым промывают горизонтальный ствол скважины. Одновременно промывочный раствор вызывает вращение долота. При этом перемещают компоновку с долотом вдоль горизонтального ствола скважины с вращением, т.е. осуществляют расхаживание компоновки с прямой промывкой. За счет этого несколько увеличивается диаметр горизонтального ствола. Но основной эффект от расхаживания возникает вследствие проникновения в околоскважинную зону за счет воздействия ударных нагрузок от долота промывочного раствора. Промывочный раствор, являясь «родным» к пластовой жидкости, т.к. основан на пластовой воде данной залежи, создает в порах коллектора околоскважинной зоны проницаемость, равную начальной, бывшей до бурения и нарушенной при бурении кольматирующим воздействием бурового раствора и долота. Поднимают компоновку в вертикальный ствол скважины и выдерживают в течение 30 минут. При этом в горизонтальном стволе скважины прекращаются все перетоки промывочного раствора и пластовой жидкости из пласта. Шаблонируют горизонтальный ствол скважины компоновкой до забоя, т.е. до дальнего конца горизонтального ствола, с промывкой для удаления возможно оставшихся в стволе скважины частиц породы. Поднимают компоновку из скважины.

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 не обсаженный 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. При прокачке раствора кислоты через гибкую безмуфтовую трубу прокачку кислоты производят при давлении не менее 20 МПа и расходе не менее 3 л/с. Как показали исследования такой режим обеспечивает максимальный эффект от гидромониторного воздействия. Одновременно с подачей раствора кислоты перемещают по горизонтальному стволу скважины гибкую безмуфтовую трубу. При необходимости аналогичным способом повторяют кислотно-гидромониторное воздействие на пласт до 3 раз.

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.

Гидромониторную насадку снова размещают на забое скважины, при открытой затрубной задвижке по безмуфтовой трубе заполняют горизонтальный ствол скважины водным раствором поверхностно-активного вещества. Закрывают затрубную задвижку и продавливают раствор поверхностно-активного вещества по безмуфтовой трубе в пласт.

В качестве раствора поверхностно-активного вещества используют водный раствор концентрации, достаточной для отмывания нефти от породы. Как правило, такая концентрация равна 0,1% и более. В качестве поверхностно-активного вещества используют любое, способное отмывать нефть, например, МЛ-81Б, МЛ-72, ОП-7 и т.п.

Закрывают задвижку на трубном пространстве, т.е. на гибкой безмуфтовой трубе. При закрытом межтрубном и трубном пространстве по затрубному пространству производят продавку раствора кислоты, находящегося в стволе скважины, в пласт. Продавливают раствор кислоты в пласт со ступенчатым подъемом давления и выдержкой на каждой ступени. При продавке раствора кислоты, находящегося в стволе скважины, в пласт продавку производят со ступенчатым подъемом давления и технологической выдержкой на каждой ступени. Подъем давления производят с возрастанием давления от ступени к ступени от 3 до 6 МПа, проводят технологическую выдержку на каждой ступени до снижения давления до 2 МПа.

Проводят технологическую выдержку для реакции раствора кислоты с породой преимущественно в течение 2-4 часов. Проводят промывку ствола скважины, поднимают гибкую безмуфтовую трубу из скважины.

Производят прокачку инертного газа по затрубному пространству с отбором жидкости по колонне насосно-компрессорных труб. Закачивают в скважину жидкость глушения. После освоения скважины проводят геофизические исследования горизонтального ствола на гибкой трубе методами термометрии и дебитометрии.

В результате удается повысить дебит скважины за счет создания гидродинамической связи с пропластками, не охваченными кислотным воздействием.

Пример конкретного выполнения

Проводят работы на нефтедобывающей скважине с горизонтальным стволом длиной 200 на глубине 1432 м. Диаметр горизонтального ствола составляет 144 мм. Скважина заполнена жидкостью глушения. Башмак 114 мм эксплуатационной колонны находится на глубине 1232 м. Ниже подошвы продуктивного пласта на 5 м расположен водонасыщенный пласт.

В скважину на колонне буровых труб спускают долото Ф32СП-95, производят монтаж механического ротора. Осуществляют расхаживание компоновки с прямой промывкой, прокачкой через компоновку раствора поверхностно-активного вещества МЛ-81Б в пластовой воде в объеме 25 м3 до чистой воды. При прокачке концентрацию поверхностно-активного вещества в растворе поддерживают в пределах 0,1-0,3%. Поднимают компоновку в вертикальный ствол скважины и выдерживают в течение 30 минут. После этого шаблонируют горизонтальный ствол скважины компоновкой до забоя с промывкой используемым выше раствором поверхностно-активного вещества.

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 туб.

В горизонтальный не обсаженный 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. При прокачке раствора кислоты через гибкую безмуфтовую трубу прокачку кислоты производят при давлении 22 МПа и расходе 4 л/с.

Объем раствора кислоты выбирают равным объему затрубного пространства скважины, т.е. равным 4,4 м3. Одновременно с подачей раствора кислоты перемещают по горизонтальному стволу гибкую безмуфтовую трубу. При открытой затрубной задвижке горизонтальный ствол скважины заполняют по гибкой безмуфтовой трубе водным раствором поверхностно-активного вещества - 0,1% водным раствором МЛ-81Б. При закрытой затрубной задвижке по гибкой безмуфтовой трубе выполняют продавку водного раствора поверхностно-активного вещества в пласт. По затрубному пространству производят продавку раствора кислоты в пласт со ступенчатым подъемом давления и выдержкой на каждой ступени в следующем режиме: 3 МПа - 15 минут до снижения давления до 2 МПа, 3 МПа - 15 минут до снижения давления до 2 МПа, 4 МПа - 20 минут до снижения давления до 2 МПа, 5 МПа - 25 минут до снижения давления до 2 МПа, 6 МПа - 30 минут до снижения давления до 2 МПа. Проводят технологическую выдержку 3 часа для реакции раствора кислоты с породой.

Промывают скважину. Производят прокачку инертного газа по затрубному пространству с отбором жидкости по колонне насосно-компрессорных труб. Закачивают в скважину жидкость глушения. После освоения скважины проводят геофизические исследования горизонтального ствола на гибкой трубе методами термометрии и дебитометрии.

В результате дебит скважины составил 20 м3/сут при 10% обводненности добываемой продукции - нефти. Дебит нефти сохраняется в течение 2 лет эксплуатации скважины. Снижение дебита по прототипу наблюдается в течение первых 6 месяцев эксплуатации скважины.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения эффективности кислотной обработки скважины за счет создания гидродинамической связи с пропластками, не охваченными кислотным воздействием.

Способ заканчивания горизонтальной скважины, 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, 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, отличающийся тем, что 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, а при прокачке раствора кислоты через гибкую безмуфтовую трубу прокачку кислоты производят при давлении не менее 20 МПа и расходе не менее 3 л/с.



 

Похожие патенты:

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.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой или слоистой залежи нефти с преимущественно поровым типом коллектора многозабойными горизонтальными скважинами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологии интенсификации добычи нефти с целью увеличения конечного коэффициента извлечения нефти.

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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности кислотной обработки, качества освоения загрязненного продуктивного пласта, надежности.
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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - эффективное удаление асфальтосмолистых и парафиновых отложений за счет выделения большого количества тепла без образования в ходе химических превращений труднорастворимых соединений и продуктов реакции, вызывающих коррозию нефтепромыслового оборудования, используемые компоненты вступают между собой в химическую реакцию при стандартных условиях (Т=20°C, Р=101 кПа).

Группа изобретений относится к добыче углеродсодержащего вещества из подземного месторождения. Технический результат - оптимизация индуктивного нагрева резервуара для снижения вязкости при добыче углеродсодержащего вещества, понижение потребления воды, ускорение добычи, увеличение добычи.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в том числе к разработке нефтяных пластов с неоднородными, низкопроницаемыми, глинизированными коллекторами, при наличии искусственных трещин и кольматацин порового пространства глинистым материалом, асфальто-смоло-парафиновыми отложениями.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации устаревших и изношенных скважин с дефектными эксплуатационными колоннами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи скважинами с боковыми горизонтальными стволами - БГС.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой или слоистой залежи нефти с преимущественно поровым типом коллектора многозабойными горизонтальными скважинами.

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.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности. Технический результат - обеспечение возможности отбора высоковязкой нефти с большим содержанием парафиновых и асфальто-смолистых веществ в высоковязкой нефти, снижение тепловых потерь.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение отбора продукции пласта и коэффициента извлечения нефти по месторождению без больших затрат на прогрев зон пласта, не охваченных прогревом и добычей, экономия растворителя за счет избирательной закачки.

Изобретение относится к извлечению нефти из нефтяного пласта. Способ извлечения нефти из нефтеносной залежи в пласте заключается в нагнетании рабочей жидкости внутрь указанного пласта, нагнетании олеофильного ПАВ при концентрации 0,1-100 мг/л указанной нагнетаемой жидкости и извлечении нефти из пласта.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи месторождения. Способ разработки месторождения высоковязкой нефти включает закачку через нагнетательные скважины раствора поверхностно-активного вещества и теплоносителя и отбор пластовой продукции через добывающие скважины. Сначала на месторождении выделяют участок разработки с добывающими скважинами и 5 или 6 нагнетательными скважинами, на участке разработки проводят интенсификационные работы. Нагнетательные скважины эксплуатируют с коэффициентом эксплуатации не менее 80% ежемесячно и отклонением среднемесячной производительности не более 20% от среднего уровня в течение 12 месяцев до и после проведения интенсификационных работ. Добывающие скважины эксплуатируют с коэффициентом эксплуатации не ниже 80% ежемесячно в течение 6 месяцев до и 12 месяцев после проведения интенсификационных работ. При проведении интенсификационных работ поочередно в каждую нагнетательную скважину раствор температуростойкого поверхностно-активного вещества закачивают в концентрации от 0,1 до 1 мас.% в течение 4-6 суток в объеме, пропорциональном приемистости скважины, после чего в течение 24-26 суток закачивают в качестве теплоносителя сточную нагретую воду, при этом сначала закачивают раствор температуростойкого поверхностно-активного вещества в одну нагнетательную скважину, на следующие сутки после окончания закачки начинают закачивать раствор температуростойкого поверхностно-активного вещества в другую нагнетательную скважину и так последовательно во все нагнетательные скважины, а указанный теплоноситель закачивают в каждую нагнетательную скважину после окончания закачки в нее раствора температуростойкого поверхностно-активного вещества. 2 пр.
Наверх