Способ разработки залежей нефти



Способ разработки залежей нефти
Способ разработки залежей нефти
Способ разработки залежей нефти
Способ разработки залежей нефти
Способ разработки залежей нефти
Способ разработки залежей нефти
Способ разработки залежей нефти
Способ разработки залежей нефти
Способ разработки залежей нефти

 


Владельцы патента RU 2592005:

Акционерное общество "Зарубежнефть" (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к способам увеличения нефтеотдачи пластов. Технический результат - повышение коэффициента извлечения нефти из пласта за счет снижения капиллярных сил, удерживающих остаточную нефть. По способу предусматривают закачку в пласт через нагнетательную скважину композиции в виде водного раствора поверхностно-активных веществ - ПАВ, щелочного агента и полимера. Предварительно закачивают в нагнетательную скважину оторочку низко минерализованной воды для предотвращения образования нерастворимых осадков при взаимодействии упомянутой композиции с пластовой водой. Объем указанной оторочки рассчитывают в зависимости от исходной минерализации воды в пласте по аналитическому выражению, учитывающему объем оторочки, поровый объем участка пласта, минерализацию воды оторочки, конкретные геолого-физические условия месторождения. После этого закачивают упомянутую композицию, в которой в качестве ПАВ используют неионогенные и анионные ПАВ. Концентрацию компонентов в композиции принимают в количестве 0,1-0,6 поровых объема. Затем закачивают оторочку полимерного раствора с вязкостью, равной вязкости пластовой нефти, в количестве 0,3-0,6 поровых объема. Далее переходят на обычное заводнение. При этом процесс закачки проводят без выдержки на пропитку. 2 табл.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам увеличения нефтеотдачи пластов, сложенных гидрофобными карбонатными коллекторами с естественной или техногенной трещиноватостью, высокой минерализацией пластовой воды (порядка 100-250 г/л) и пластовой температурой 50-90°C и может быть использовано при вытеснении трудноизвлекаемой нефти.

Известен способ разработки нефтяного пласта, включающий последовательную закачку через нагнетательную скважину оторочки раствора смеси щелочи и ПАВ, а затем полимерного раствора с последующим переходом на обычное заводнение (кн. "Щелочное заводнение". А.Т. Горбунов, Л.Н. Бученков, М.: Недра, 1989, с. 48-49 - аналог). Недостатком данного способа является недостаточно эффективное снижение межфазного натяжения на границе раздела раствора с нефтью (порядка 10-1 мН/м), взаимодействие щелочного агента с солями, содержащимися в пластовой воде, недостаточная вязкость смеси щелочи и ПАВ (соразмерна с вязкостью воды) для увеличения охвата пласта воздействием, что приводит к быстрому прорыву закачиваемой смеси в добывающую скважину, вследствие этого наблюдается низкий коэффициент нефтеизвлечения.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки нефтяного пласта, используемый при вытеснении малоактивной нефти, включающий последовательную закачку в пласт через нагнетательную скважину водного раствора щелочи с неионогенным поверхностно-активным веществом, остановку скважины на капиллярную пропитку, затем закачку раствора полимера с последующим заводнением и отбор нефти через добывающую скважину (патент РФ №2070282, кл. Е21В 43/22 от 10.12.1996 г. - прототип). Достоинством данного изобретения является повышение эффективности процесса вытеснения за счет увеличения коэффициента извлечения нефти из пласта.

Недостатком данного способа является образование нерастворимого осадка при взаимодействии щелочи с катионами щелочно-земельных металлов, входящих в состав солей пластовой воды, высокая адсорбция ПАВ на породе пласта, что приводит к снижению концентрации ПАВ в растворе, и вследствие этого повышение межфазного натяжения на границе с нефтью и снижение коэффициента нефтеотдачи, остановка нагнетательной скважины на процесс капиллярной пропитки.

Задача изобретения - повышение эффективности вытеснения нефти за счет увеличения коэффициента нефтеотдачи из карбонатных пластов, а также увеличения охвата пласта воздействием как по площади, так и по вертикали.

Также в изобретении решается задача повышения эффективности нефтеизвлечения за счет применения композиции, включающей щелочной агент, неионогенные и анионные поверхностно-активные вещества (ПАВ) и полимер, (щелочь-ПАВ-полимерная композиция), которая улучшает смачиваемость породы вытесняющей водой, что в итоге приводит к снижению гидрофобности поверхности коллектора и доизвлечению остаточной нефти. Поставленные задачи решаются тем, что в известном способе разработки пласта, включающем закачку в пласт через нагнетательную скважину водного раствора щелочи с неионогенным поверхностно-активным веществом и раствора полимера, согласно изобретению, в нагнетательную скважину предварительно закачивают оторочку низкоминерализованной воды для предотвращения образования нерастворимых осадков при взаимодействии закачиваемой щелочь-ПАВ-полимерной композиции с пластовой водой, объем оторочки рассчитывается по экспериментально обоснованной формуле и зависит от исходной минерализации воды в пласте, а затем нагнетают композицию, включающую неиногенные и анионные поверхностно-активные вещества, щелочной агент и полимер. Процесс закачки щелочь-ПАВ-полимерной композиции проводится в одну стадию без остановки нагнетательной скважины на реагирование за счет низкого межфазного натяжения.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности процесса вытеснения за счет увеличения коэффициента извлечения нефти из пласта, а также увеличения нефтеотдачи за счет снижения капиллярных сил, удерживающих остаточную нефть.

Сущность изобретения

В известных технических решениях при разработке нефтяных месторождений с карбонатными коллекторами применение растворов на основе щелочи и ПАВ приводит к уменьшению проницаемости пласта за счет образования нерастворимых осадков с пластовой водой, прорыву закачиваемых составов и снижению коэффициента нефтеизвлечения вследствие потери ПАВ при адсорбции на поверхности породы пласта.

В предлагаемом способе разработки достигается предотвращение этих недостатков.

Повышение эффективности нефтеизвлечения достигается за счет применения оторочки слабоминерализованной воды, а также композиции, включающей щелочь, неионогенные и анионные поверхностно-активные вещества и полимер, которая снижает гидрофобность поверхности коллектора, что в итоге приводит к улучшению смачиваемости породы вытесняющей водой, увеличивает охват пласта заводнением и замедляет прорыв закачиваемой воды к добывающей скважине за счет сохранения низкого межфазного натяжения на границе с нефтью и высокой вязкости вытесняющего агента.

Выбор химических реагентов обусловлен специфическими свойствами отдельных составляющих композиции. Полимерные растворы обладают свойством снижать фазовую проницаемость для воды и сохранять ее для нефти. Водный раствор полимера поступает преимущественно в высокопроницаемые пропластки, причем, чем выше проницаемость, тем больше поступает в него полимера, и тем значительнее повышается фильтрационное сопротивление высокопроницаемых слоев. Применение растворов щелочей приводит практически к синергическому эффекту - при взаимодействии щелочи с кислотными компонентами нефти происходит снижение межфазного натяжения и эмульгирование нефти, кроме того, улучшается смачиваемость породы (гидрофилизация) и фильтрационные свойства полимера, резко уменьшается адсорбция полимера, а сам полимер, как известно, позволяет повысить охват пласта воздействием метода. Добавление в композицию неионогенных ПАВ основано на возможности достижения низкого межфазного натяжения на границе водного раствора с нефтью, а анионные ПАВ позволяют получить устойчивые системы при высоких пластовых температурах, при этом повышается нефтеотдача пластов вследствие роста охвата воздействием и более интенсивной выработки низкопроницаемых пропластков.

Сущность изобретения заключается в том, что в нефтяной пласт через нагнетательную скважину сначала закачивают оторочку низкоминерализованной воды, объем оторочки зависит от исходной минерализации воды в пласте и рассчитывается по формуле (1):

где:

Vотор - объем буфера (оторочки), м3;

Vпор - поровый объем участка, м3;

Спл - минерализация пластовой воды, г/л;

Сотор - минерализация воды оторочки, г/л,

Сплотор,

a, b, d - коэффициенты, зависящие от конкретных геолого-физических условий месторождения, определяются на основании лабораторных исследований,

при этом выполняются условия:

0≤Сотор<0.5(Спл-1),

1≤d<Спл-2Сотор,

затем оторочку щелочь-ПАВ-полимерной композиции с предварительно определенной оптимальной концентрацией компонентов в количестве 0,1-0,6 поровых объема, затем оторочку полимерного раствора с вязкостью, равной вязкости пластовой нефти, в количестве 0,3-0,6 поровых объема, далее переход на обычное заводнение.

Процесс закачки щелочь-ПАВ-полимерной композиции проводится в одну стадию без остановки нагнетательной скважины на реагирование за счет низкого межфазного натяжения.

Существенными признаками способа являются:

1. Разработка низкопроницаемых гидрофобных карбонатных коллекторов с естественной или техногенной трещиноватостью, включающая закачку в пласт через нагнетательную скважину водного раствора щелочи с неионогенным поверхностно-активным веществом и раствора полимера (щелочь-ПАВ-полимерной композиции).

2. Закачка оторочки низкоминерализованной воды для предотвращения образования нерастворимых осадков при взаимодействии закачиваемой щелочь-ПАВ-полимерной композиции с пластовой водой.

3. Объем оторочки расчетный зависит от исходной минерализации воды в пласте и рассчитывается по формуле:

где:

Vотор - объем буфера (оторочки), м3;

Vпop - поровый объем участка, м3;

Спл - минерализация пластовой воды, г/л;

Сотор - минерализация воды оторочки, г/л;

Сплотор,

a, b, d - коэффициенты, зависящие от конкретных геолого-физических условий месторождения, определяются на основании лабораторных исследований,

при этом выполняются условия:

0≤Сотор<0.5(Спл-1),

1≤d<Спл-2Сотор,

4. Последующее нагнетание композиции, включающей неионогенные и анионные поверхностно-активные вещества, щелочной агент и полимер с предварительно определенной оптимальной концентрацией компонентов в количестве 0,1-0,6 поровых объема, затем закачивание оторочки полимерного раствора с вязкостью, равной вязкости пластовой нефти, в количестве 0,3-0,6 поровых объема, далее переход на обычное заводнение.

5. Процесс закачки щелочь-ПАВ-полимерной композиции проводится в одну стадию без остановки нагнетательной скважины на реагирование за счет низкого межфазного натяжения.

Признак 1 является общим с прототипом существенным признаком, а признаки 2-5 - отличительными существенными признаками изобретения.

Сущность изобретения поясняется таблицами 1 и 2, где:

Табл. 1 - Результаты фильтрационного эксперимента на составной керновой модели.

Табл. 2 - Сравнение физико-химических и фильтрационных свойств композиции, включающей щелочь-ПАВ-полимер.

Способ осуществляется следующим образом.

Предварительно в лаборатории экспериментально определяется оптимальная концентрация компонентов щелочь-ПАВ-полимерной композиции применительно к геолого-физическим условиям конкретного месторождения (температура, давление, минерализация пластовой и подтоварной воды). Для этого в лабораторных условиях исследуется фазовое поведение щелочь-ПАВ-полимерной композиции при смешении с нефтью, термоустойчивость при пластовой температуре, изменение межфазного натяжения на границе нефть - композиция от концентрации химреагентов, определяется адсорбция ПАВ и полимеров на поверхности пористой среды. Композицию, включающую щелочной агент, анионное ПАВ (АПАВ), неионогенное ПАВ (НПАВ) и полимер, готовят на основе низкоминерализованной (0,5-8,0 г/л) подтоварной воды, имеющейся на конкретном месторождении.

Для приготовления композиции в качестве щелочного агента используется гидроксид натрия (ГОСТ 2263-81) или карбонат натрия (ГОСТ 5100-85), в качестве АПАВ - Сульфонол (ТУ 2481-014-50685486-2005), Сульфоэтоксилат (этоксилированный лаурилсульфат натрия, ТУ 2481-010-71150986-2010) и др., в качестве НПАВ - водомаслорастворимые оксиэтилированные изононилфенолы со степенью оксиэтилирования 4-12 (Неонол АФ9 4-12) и др., в качестве полимера - полиакриламиды марок FLOPAAM FP-107, FLOPAAM AN-125, PDA-1004, DP9-8177 и др.

Состав композиции, % мас.:

Анионные ПАВ - 0,5-1,5

Неионогенные ПАВ - 0,5-2,5

Щелочной агент - 0,5-2,5

Полимер - 0,01-0,1

Низкоминерализованная подтоварная вода - остальное.

После лабораторных исследований по выбору оптимальной щелочь-ПАВ-полимерной композиции на специальной фильтрационной установке фирмы «Core Laboratories», которая предназначена для изучения на насыпных моделях пласта и образцах кернов нефтевытесняющих и фильтрационных характеристик различных флюидов в условиях, близких к пластовым, проводятся эксперименты по вытеснению нефти композицией на составных моделях керна конкретного месторождения с целью определения коэффициента вытеснения нефти и оптимального технологического режима закачки композиции. Эксперименты проводятся в соответствии с основными положениями ОСТ 39-195-86 «Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях».

Испытания были проведены на составной модели керна длиной 6,82 см, диаметром 2,95 см, абсолютная проницаемость по воде составляла 0,027 мкм2, пористость 16,4%. Модель пласта насыщали пластовой нефтью конкретного месторождения, вязкостью 6,6 мПа*с. В проводимом эксперименте моделировалась связанная вода, для этого модель керна вакуумировали, а затем насыщали пластовой водой. Насыщение модели нефтью велось до прорыва нефти и прокачки одного порового объема жидкости, по вытесненному количеству пластовой воды определяли начальные водо- и нефтенасыщенности.

Далее приводятся уточняющие характеристики условий проведения фильтрационного эксперимента:

Модель керн
Проницаемость, мкм2 0,31
Пористость, % 16,4
Минерализация пластовой воды, г/л 180
Температура, °C 70

Последовательность проведения фильтрационного эксперимента по оценке нефтевытесняющей способности композиций была следующей:

1. Закачка оторочки воды с минерализацией 6,8 г/дм3 при линейной скорости не более 0,5 м/сут. Объем оторочки рассчитывали по формуле:

где: Vпор - поровый объем, составляет 7,7 см3;

Спл - минерализация пластовой воды, составляет 180 г/л;

Сотор - минерализация воды оторочки, составляет 6,8 г/л,

a=0,1; b=1; d=1.

Таким образом, Vотор=2,39 см3, что составляет 0,31 Vпор.

2. Закачка 0,3 поровых объема щелочь-ПАВ-полимерной композиции при линейной скорости не более 0,5 м/сут.

3. Закачка 0,5 поровых объемов полимерного раствора с концентрацией 0,05% при линейной скорости не более 0,5 м/сут.

4. Закачка модели пластовой воды с минерализацией 180 г/л при линейной скорости не более 0,5 м/сут. Нагнетание вытесняющего агента проводилось непрерывно до полного обводнения выходящей продукции, но не менее 2 поровых объемов.

Результаты фильтрационного эксперимента представлены в таблице 1. Из представленных данных видно, что коэффициент вытеснения нефти водой после прокачки пластовой воды в объеме 10 поровых объема составил 0,3 д.ед., при этом обводнение выходящей продукции началось при объеме прокачки 0,5 поровых объема.

Далее было прокачано 0,31 поровых объема воды с минерализацией 6,8 г/л, 0,3 поровых объема нефтевытесняющей композиции и 0,5 поровых объема раствора полимера, что позволило при дальнейшей прокачке воды извлечь 20% остаточной нефти, увеличив тем самым коэффициент вытеснения на 13%. Конечный коэффициент вытеснения составил 0,43 д.ед.

Остаточный фактор сопротивления при фильтрации воды после закачки композиции и полимера - 1,6 д.ед., что свидетельствует о более равномерном продвижении фронта закачиваемой воды и выравнивании зональной неоднородности.

Из приведенной таблицы 2 видно, что:

1. Закачка оторочки низкоминерализованной воды предотвращает образование нерастворимых осадков при взаимодействии закачиваемой щелочь-ПАВ-полимерной композиции с пластовой водой.

2. Осуществляется использование в композиции щелочи и смеси неионогенных и анионных ПАВ для уменьшения адсорбции на поверхности породы пласта, и таким образом сохранение рабочей концентрации ПАВ в составе.

3. Использование в композиции смеси неионогенных и анионных ПАВ позволяет снизить межфазное натяжение на границе с нефтью до сверхнизкого значения.

4. Достигается сохранение высокой исходной вязкости закачиваемой композиции.

5. Коэффициент довытеснения нефти значительно повышается.

6. При осуществлении способа нет необходимости выдержки на капиллярную пропитку, т.е. нагнетательная скважина не останавливается, что дает экономию.

Объем экономического эффекта зависит от прибыли, полученной от реализации дополнительно добытой нефти. Увеличение коэффициента нефтеотдачи на 9% дает возможность дополнительно добыть 13,898 тыс т нефти.

Способ разработки залежей нефти, в частности пластов, сложенных гидрофобными карбонатными коллекторами с естественной или техногенной трещиноватостью, с высокой минерализацией пластовой воды, включающий закачку в пласт через нагнетательную скважину композиции в виде водного раствора поверхностно-активных веществ - ПАВ, щелочного агента и полимера, отличающийся тем, что предварительно закачивают в нагнетательную скважину оторочку низко минерализованной воды для предотвращения образования нерастворимых осадков при взаимодействии упомянутой композиции с пластовой водой, объем указанной оторочки рассчитывают в зависимости от исходной минерализации воды в пласте по формуле
,
где Vотор - объем оторочки - буфера, м3;
Vпор - поровый объем участка, м3;
Спл - минерализация пластовой воды, г/л;
Сотор - минерализация воды оторочки, г/л;
а, b, d - коэффициенты, зависящие от конкретных геолого-физических условий месторождения, определяемые на основании лабораторных исследований, при этом выполняют условия
0 ≤ Сотор <0,5(Cпл - 1);
1 ≤d < Спл - 2Сотор ;
;
,
после этого закачивают упомянутую композицию, в которой в качестве ПАВ используют неионогенные и анионные ПАВ, а предварительно определенная оптимальная концентрация компонентов в композиции находится в количестве 0,1-0,6 поровых объема, затем закачивают оторочку полимерного раствора с вязкостью, равной вязкости пластовой нефти, в количестве 0,3-0,6 поровых объема и, далее, переходят на обычное заводнение, при этом процесс закачки проводят без выдержки на пропитку.



 

Похожие патенты:

Изобретения относятся к области нефтедобычи, в частности к технологическим жидкостям на водной основе и к композициям для ее приготовления, применяющимися в различных пластовых условиях в качестве технологической жидкости - пропантоносителя для проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП).

Изобретение относится к текучей среде для обслуживания скважин газовых, геотермальных, угольнопластовых метановых или нефтяных месторождений. Способ обслуживания ствола скважины включает: смешивание агента для снижения трения, анионогенного поверхностно-активного вещества, катионогенного поверхностно-активного вещества и водной основы с образованием вязкоупругого геля на водной основе, введение в ствол скважины текучей среды для обслуживания скважин, содержащей вязкоупругий гель на водной основе, где агент для снижения трения содержит по меньшей мере одно высокомолекулярное полимерное звено, выбранное из акриламидных групп, акрилатных групп, сульфогрупп и групп малеиновой кислоты, а гель на водной основе содержит анионогенное поверхностно-активное вещество и катионогенное поверхностно-активное вещество и где концентрация агента для снижения трения составляет 0,06 кг/м3 (0,5 фунта/1000 галлонов) или менее в расчете на всю текучую среду для обслуживания скважин.
Изобретение относится к газонефтяной промышленности, а более конкретно к разработке придонных залежей газовых гидратов. В способе добычи аквальных газовых гидратов из придонных слоев морей, океанов и озер, включающем прокладку трубопровода с платформы до залежей гидратов, накачку морской воды в емкость с последующей ее закачкой в трубопровод, разрушение газового гидрата водой из трубопровода и откачку смеси воды и газа на поверхность платформы, добычу осуществляют при помощи наночастиц-фуллеренов, добавленных в емкость с морской водой в соотношении 1 наночастица к 15-25 ячейкам газового гидрата, при этом подачу полученного состава осуществляют с ускорением на выходе из трубопровода с помощью гидромониторной насадки.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам повышения нефтеотдачи пластов. В способе повышения нефтеотдачи гидрофильных пластов, состоящих из высокопроницаемых и низкопроницаемых пропластков и разбуренных нагнетательными и добывающими скважинами, включающем закачку через нагнетательную скважину в пласт в процессе заводнения водного раствора на основе электролита, растворителя, неионогенного поверхностно-активного вещества НПАВ и воды, продавливание указанного раствора вглубь пласта, причем большая часть раствора движется по высокопроницаемой части пласта, вытесняя нефть к забою добывающей скважины, а меньшая часть указанного раствора под действием перепада давления между высокопроницаемым и низкопроницаемым пропластком продавливается в низкопроницаемый пропасток, осуществляя капиллярную пропитку для обеспечения снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз остаточной пластовой воды и нефти в низкопроницаемом пропластке гидрофильного коллектора, затем осуществляют остановку нагнетательной скважины на технологическую выстойку продолжительностью Тсут, определяемой по зависимости от расстояния нагнетательной скважины до фронта вытеснения нефти указанным водным раствором и пьзопроводности пласта Т=l2×/2χ, где l - указанное расстояние, м, χ - пьезопроводность пласта, м2/сут, и последующую закачку раствора заводнения с последующей добычей нефти через добывающие скважины, в качестве водного раствора используют водный раствор, содержащий в качестве электролита хлорид магния, в качестве жидкого агента - ацетон, при следующем соотношении компонентов, об.%: хлорид магния 5-10, ацетон 40-60, НПАВ 0,1, вода - остальное.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи месторождения.
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 - 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 нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для регулирования разработки нефтяных месторождений, включающего выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин. Состав для повышения нефтедобычи, содержащий полимерный реагент, сшивающий агент и воду, содержит в качестве полимерного реагента реагент AC-CSE-1313 марки А, сшивающего агента - соляную кислоту или реагент CSE-0713 и дополнительно - фторид аммония при следующем соотношении компонентов, мас.%: AC-CSE-1313 марки А, 3,0-6,0, соляная кислота (на HCl) или реагент CSE-0713 (на HCl) 3,0-8,0, фторид аммония 0,1-1,0, вода минерализованная - остальное. Технический результат - повышение эффективности, расширение ресурсов. 8 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов. Технический результат - повышение эффективности обработки скважины. По способу выбирают продуктивный пласт, расположенный изолированно от водонасыщенного пласта. Вскрывают его горизонтальной скважиной вдали от водонасыщенного пласта - на расстоянии более 5 м от этого пласта. Спускают колонну насосно-компрессорных труб - НКТ с пусковыми муфтами и с воронкой на конце. Размещают воронку в интервале башмака эксплуатационной колонны. Спускают гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой на конце внутри колонны НКТ. Вводят гидромониторную насадку в горизонтальный необсаженный ствол скважины и размещают на забое скважины раствор кислоты, который выбирают в объеме, равном объему затрубного пространства скважины. Заполняют горизонтальный ствол скважины водным раствором поверхностно-активного вещества - ПАВ. Продавливают водный раствор ПАВ по безмуфтовой трубе в продуктивный пласт. При закрытом межтрубном и трубном пространстве по затрубному пространству продавливают раствор кислоты, находящийся в стволе скважины, с расходом, обеспечивающим эффект гидромониторного «резания» породы, со ступенчатым подъемом давления и технологической выдержкой на каждой ступени. При этом давление от ступени к ступени поднимают от 3 до 6 МПа. Технологическую выдержку на каждой ступени проводят до снижения давления до 2 МПа. Промывают ствол скважины, поднимают гибкую безмуфтовую трубу из скважины, прокачивают инертный газ по затрубному пространству с отбором жидкости по колонне НКТ. Закачивают в скважину жидкость глушения. Осваивают скважину. Проводят геофизические исследования горизонтального ствола на гибкой трубе. Выявляют «неработающие» интервалы горизонтального ствола, имеющие высокие фильтрационно-емкостные свойства. Устанавливают гидромониторную насадку в данных интервалах горизонтального ствола. Направляют гидромониторную насадку под углом к оси горизонтального ствола с упором конца гидромониторной насадки в стенку горизонтального ствола. Осуществляют циркуляцию раствора кислоты через гибкую безмуфтовую трубу, гидромониторную насадку и колонну НКТ с созданием расхода, обеспечивающего эффект гидромониторного «резания» породы, до образования в породе углубления или канала и увеличения площади поверхности интервала воздействия. По затрубному пространству продавливают раствор кислоты в пласт. Проводят технологическую выдержку для реакции раствора кислоты с породой. Поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой. Прокачивают инертный газ по затрубному пространству с отбором жидкости по колонне НКТ. Замеряют скорость подъема уровня жидкости в скважине. Заполняют скважину жидкостью глушения. Поднимают из скважины колонну НКТ с пусковыми муфтами и воронкой на конце. Спускают глубинно-насосное оборудование и запускают скважину в работу. 1 пр.
Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяного месторождения с неоднородными по проницаемости пластами. Техническим результатом является повышение равномерности выработки зон залежи. В способе разработки неоднородной нефтяной залежи, включающем разделение залежи на зоны с высокой, средней и низкой проницаемостью, закачку через нагнетательные скважины вытесняющих агентов с различной вязкостью в разные зоны и отбор пластовой продукции через добывающие скважины, в зону с низкой проницаемостью до 100 мД закачивают вытесняющий агент с вязкостью, равной вязкости пластовой воды циклически с периодичностью 15 суток, в зону со средней проницаемостью коллектора от 100 до 500 мД закачивают вытесняющий агент с вязкостью выше, чем вязкость вытесняющего агента, закачиваемого в зону с низкой проницаемостью, на 40% циклически с периодичностью 12 суток, в зону с высокой проницаемостью коллектора более 500 мД закачивают вытесняющий агент с вязкостью выше, чем вязкость вытесняющего агента, закачиваемого в зону со средней проницаемостью, на 50% циклически с периодичностью 9 суток.
Изобретение относится к способам и системам обработки скважин. Способ обработки скважины, включающий перемещение растворителя от первого источника жидкости к первому насосу, перемещение смачивающей жидкости от второго источника жидкости ко второму насосу, подачу смачивающей жидкости через смеситель полимера, используя второй насос, подачу полимера из устройства подачи полимера в смеситель полимера и объединение в нем смачивающей жидкости и полимера с получением суспензии, содержащей нерастворенный полимер, объединение суспензии с растворителем выше по потоку от входа в первый насос и, используя первый насос, подачу суспензии, объединенной с растворителем, в резервуар для геля, растворение полимера с получением геля и применение геля в обработке скважины. Способ обработки скважины, включающий перемещение растворителя от первого источника жидкости к первому насосу, перемещение смачивающей жидкости от второго источника жидкости ко второму насосу, подачу смачивающей жидкости через смеситель полимера, используя второй насос, подачу полимера из устройства подачи полимера в смеситель полимера и объединение в нем смачивающей жидкости и полимера с получением суспензии, содержащей нерастворенный полимер, увеличение времени растворения полимера подачей буферного агента в смачивающую жидкость до объединения смачивающей жидкости и полимера, объединение суспензии с растворителем, используя первый насос, подачу суспензии, объединенной с растворителем, в резервуар для геля, растворение полимера с получением геля и применение геля в обработке скважины. Способ обработки скважины, включающий: используя всасывающий насос, подачу гидратирующей жидкости из источника жидкости по всасывающей линии к всасывающему насосу и от всасывающего насоса по нагнетательной линии в резервуар для геля, используя подкачивающий насос, подачу части гидратирующей жидкости от всасывающей линии всасывающего насоса в качестве смачивающей жидкости через впускную линию закольцованной цепи смешения к подкачивающему насосу и от него через выпускную линию закольцованной цепи смешения назад к всасывающей линии всасывающего насоса, подачу полимера из устройства подачи полимера в смеситель по выпускной линии закольцованной цепи смешения и смешивание в нем смачивающей жидкости и полимера с получением суспензии, содержащей негидратированный полимер, течение суспензии по выпускной линии закольцованной цепи смешения в гидратирующую жидкость во всасывающую линию всасывающего насоса, используя всасывающий насос, подачу объединенных суспензии и гидратирующей жидкости в резервуар для геля, используя расходомер на нагнетательной линии всасывающего насоса или на всасывающей линии всасывающего насоса между выпускной линией закольцованной цепи смешения и всасывающим насосом, определение скорости потока объединенных суспензии и гидратирующей жидкости, используя устройство управления технологическим процессом, связанного с возможностью управления с устройством подачи полимера и всасывающим насосом, регулирование скорости подачи полимера на основе скорости потока или регулирование скорости потока на основе скорости подачи полимера, гидратацию полимера с получением геля и применение геля в обработке скважины. Система обработки скважины, содержащая резервуар для геля и подсистему смешения полимера, включающую первый насос, всасывающую линию к первому насосу и нагнетательную линию от первого насоса, закольцованную цепь смешения, включающую указанный второй насос, впускную линию закольцованной цепи смешения ко второму насосу от всасывающей линии первого насоса и выпускную линию закольцованной цепи смешения от второго насоса назад к всасывающей линии первого насоса, выпускная линия закольцованной цепи смешения включает смеситель полимера, устройство подачи полимера, выполненное с возможностью подачи полимера в смеситель полимера, расходомер на нагнетательной линии первого насоса или на всасывающей линии первого насоса между выпускной линией закольцованной цепи смешения и первым насосом, устройство управления технологическим процессом с возможностью управления, связывающим скорость подачи полимера, обеспечиваемую устройством подачи полимера, со скоростью потока, определяемой расходомером. Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - повышение эффективности геля. 4 н. и 17 з.п. ф-лы, 2 ил.
Наверх