Способ разработки карбонатного коллектора периодичной кислотной обработки

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.

 

Известен способ разработки нефтяного пласта горизонтальными скважинами, включающий бурение или выбор уже пробуренных горизонтальных скважин, выделение участков в виде интервалов продуктивного пласта, спуск в скважину насоса, разделение участков пакерами, отбор продукции скважины из каждого участка. При разработке терригенного или карбонатного пласта предварительно определяют профиль притока, выявляют участки с профилем притока, отличающимся друг от друга по удельному дебиту нефти на 20% и более, в местах изменения удельного дебита нефти устанавливают пакеры, в центр каждого участка спускают на отдельной колонне насосно-компрессорных или колтюбинговых безмуфтовых труб один насос, расстояние между насосами вдоль по горизонтальному стволу устанавливают не более 200 м (патент РФ №2544204, кл. E21B 43/16, опубл. 10.03.2015).

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ большеобъемной кислотной обработки карбонатного пласта, включающий проведение исследований и определение зон пласта с различной проницаемостью, спуск в горизонтальную скважину на колонне насосно-компрессорных труб фильтров с различной плотностью перфорации, закачку в открытый горизонтальный ствол скважины кислоты, продавку кислоты, промывку скважины и пуск ее в работу. Каждый участок с проницаемостью, отличающейся более чем на 20% от соседнего, изолируют, установленными на фильтрах пакерами, а плотность перфорации фильтра каждого участка выполняют исходя из соотношения:

где C1, С2, Cn - коэффициенты гидродинамического совершенства скважины по характеру вскрытия вдоль горизонтального ствола скважины;

R1, R2, Rn - проектируемая глубина проникновения кислоты в породу, м,

k1, k2, kn - проницаемость участка пласта, м2,

hn - мощность участка пласта, м,

rc - радиус фильтра, м,

в межтрубное пространство до кровли продуктивного пласта закачивают щелочь для нейтрализации кислоты или у кровли продуктивного пласта устанавливают пакер, при этом межтрубное пространство заполняют технической водой, объем V щелочи или воды определяют по формуле

V=π·H·(R2-r2), м3,

где H - глубина скважины до кровли продуктивного пласта, м,

R - внутренний радиус эксплуатационной колонны, м,

r - внешний радиус колонны насосно-компрессорных труб, м, в насосно-компрессорные трубы закачивают соляную кислоту с концентрацией 10-20% под устьевым давлением Ру=(0,009…0,01)·Н, МПа, в объеме Vк, равном

Vк=(0,007…0,008)·L·h, м3,

где L - длина горизонтального ствола скважины, м,

h - толщина пласта, м,

продавку кислоты в пласт осуществляют нефтью в объеме, равном объему внутреннего пространства насосно-компрессорных труб с фильтрами (патент РФ 2533393, кл. E21B 43/27, опубл. 20.11.2014 - прототип).

Общим недостатком известных способов является низкая эффективность разработки неоднородных карбонатных коллекторов по каждому из способов в отдельности, что приводит к невысокой нефтеотдаче.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи карбонатного коллектора.

Задача решается тем, что в способе разработки карбонатного коллектора периодичной кислотной обработкой, включающем 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, согласно изобретению 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 rn, 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.

Сущность изобретения

На нефтеотдачу карбонатного коллектора, разрабатываемого горизонтальными скважинами, существенное влияние оказывает равномерность и степень выработки запасов нефти. Существующие технические решения не в полной мере позволяют выполнить данную задачу. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи карбонатного коллектора.

Задача решается следующим образом.

На фиг. 1 представлено схематическое изображение участка нефтяного коллектора с размещением горизонтального ствола скважины. Обозначения: 1 - нефтяной коллектор, 2 - горизонтальная добывающая скважина, 3 - горизонтальный ствол, 4 - кровля продуктивного коллектора, 5 - обсадная колонна, 6 - цементное кольцо, 7 - колонна труб с насосами, 8 - колонна труб с фильтрами для подачи кислоты в пласт, 9 - колонна труб с фильтрами для закачки воды с мелкодисперсными частицами, 10 - пакер в обсадной колонне, 11-13 - насосы, 14-16 - фильтры колонны труб 8, 17-19 - фильтры колонны труб 9, 20 - пакера открытого горизонтального ствола 3.

Способ реализуют следующим образом.

Участок нефтяной залежи, коллектор 1 (фиг. 1) которого представлен карбонатным типом и чисто нефтяной зоной, вскрывают горизонтальной скважиной 2 с горизонтальным стволом 3. Коллектор 1 зонально неоднороден, выделяют, например, три участка, отличающиеся по проницаемости: I, II и III. До кровли 4 продуктивного пласта скважину 2 обсаживают обсадной колонной 5, цементируют 6, а сам горизонтальный ствол 3 выполняют открытым.

В горизонтальный ствол 3 скважины 2 спускают три колонны труб 7, 8, 9 диаметром не более 2,5 дюйма каждая. У кровли 4 продуктивного пласта 1 в эксплуатационной колонне 5 устанавливают специальный пакер 10 для трех колонн труб. На колонне труб 7 в центре каждого участка I, II и III горизонтального ствола 3 размещают по одному насосу соответственно 13, 12, 11 (например, таких типов, как 2СП45/24, 2СП45/32 и др., имеющие разную производительность в зависимости от дебита участка, но одинаковый условный диаметр). Каждый последующий насос от конца горизонтального ствола 3 к его началу выбирают из условия обеспечения дебита жидкости не менее суммы дебитов жидкости предыдущих насосов, т.е. должно выполняться условие: Q13>Q12>Q11, где, 11, 12, 13 - номера насосов. Это достигается установкой насосов различной производительности. Согласно расчетам диаметр труб 7-9 более 2,5 дюймов не позволяет беспрепятственно спускать параллельно три трубы с оборудованием в наиболее распространенные диаметры обсадных колонн 5. Насосы 11-13 в центральных частях участков I-III горизонтального ствола 3 позволяют, согласно исследованиям, наиболее эффективно отбирать запасы нефти вдоль всего горизонтального ствола 3.

К колоннам труб 8 и 9 крепят по всей длине горизонтального ствола 3 последовательно соединенные фильтры соответственно 14-16 и 17-19, в которых плотность перфорации на каждом из участков I, II и III различна. Каждый из участков разделяют пакерами 20.

Плотность перфорации Nn на колонне труб 8 каждой n-й секции фильтров 14-16 выполняют согласно соотношению

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 колонне труб 9 каждой n-й секции фильтров 17-19 рассчитывают по формуле

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 11-13 подают кислоту в колонну труб 8 с фильтрами 14-16. Пакер 10 не позволяет кислоте воздействовать на обсадную колонну 5. Кислоту продавливают технической водой в объеме не менее объема колонны труб 8, по которой ведут закачку кислоты. После реакции кислоты с породой по этой же трубе 8 отбирают продукты реакции до появления нефти, затем пускают в работу насосы 11-13 в горизонтальном стволе 3.

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 2 до 80-98% через колонну труб 9 с фильтрами 17-19 при остановленных насосах 11-13 закачивают в пласт воду с мелкодисперсными частицами. Ввиду того что закачиваемая вода легче всего идет в зону, насыщенную водой, частицы будут блокировать поровые каналы именно в зонах, откуда в скважину 2 поступает вода, т.е. промытых зонах. Согласно исследованиям это позволяет снизить обводненность продукции скважины и несколько увеличить охват ввиду того, что после закачки и пуска скважины вновь в добычу поступавшая ранее вода начинает постепенно обходить зоны, забитые частицами, вытесняя при этом нефть. Радиус частиц r определяют как 0,1-0,4 от среднего радиуса пор rп коллектора, рассчитываемого по известной зависимости, получаемой при объединении законов Дарси и Пуазейля:

где m - средняя пористость коллектора, д.ед.,

k - средневзвешенная проницаемость коллектора вдоль горизонтального ствола 3, м2.

По формулам (1) и (2) видно, что на участке с максимальной проницаемостью, например III, плотность перфораций фильтра 16 колонны 8 будет минимальна, тогда как фильтра 19 колонны 9 - максимальна. И наоборот, на участке с минимальной проницаемостью, например I, плотность перфораций фильтра 14 колонны 8 будет максимальна, тогда как фильтра 17 колонны 9 - минимальна. Это объясняется тем, что объем закачки кислоты в наиболее проницаемый участок требуется меньше, чем в наименее проницаемый, и наоборот, объем закачки воды с мелкодисперсными частицами в участок с максимальной проницаемостью требуется больше, чем в участок с минимальной проницаемостью. Полученная плотность перфорационных отверстий фильтров 14-19 в зависимости от проницаемости коллектора позволяет проводить закачку как кислоты, так и воды с мелкодисперсными частицами равномерно в пласт вдоль всего горизонтального ствола 3 скважины 2.

Согласно расчетам такой периодический цикл работы закачка кислоты - добыча продукции - закачка воды с мелкодисперсными частицами - добыча продукции - закачка кислоты и т.д. позволяет отобрать наибольшее количество запасов за счет кислотной обработки с каждым циклом все более отдаленных зон коллектора 1 и при этом снижать обводненность продукции за счет блокирования поровых каналов закачиваемыми частицами в промытых зонах. Переменная плотность перфорации фильтров 14-19 и насосы 11-13 в центральной части участков позволяют отбирать запасы наиболее равномерно. При падении дебита менее чем на 50% проведение повторной кислотной обработки экономически нерентабельно. Продавка технической водой с увеличивающимися объемами позволяет кислоте проникать глубже в пласт. При этом согласно расчетам объем менее 2 объемов технической воды, применяемой для продавки в предыдущем цикле, не позволяет повышать нефтеотдачу. При повышении обводненности скважины 2 менее чем до 80% закачка воды с частицами снижает экономическую эффективность ввиду простоев добычи в период закачки, тогда как более 98% - не позволяет значительно снизить обводненность после закачки воды с частицами и блокировании промытых зон. Радиус частиц менее 0,1·rп приводит к снижению эффективности блокирования промытых зон ввиду того, что закачиваемые частицы значительно меньше радиуса поровых каналов, тогда как более 0,4·rп - не позволяет частицам «войти» в пласт.

Объемы закачки кислоты рассчитывают как при стандартной кислотной обработке горизонтальной скважины. Закачку воды с мелкодисперсными частицами ведут в течение 3-10 сут с расходом, близким к максимальной приемистости скважины. Исследования показывают, что этого достаточно для блокирования промытых каналов.

Аналогичные операции проводят на других горизонтальных скважинах коллектора. Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки коллектора.

Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи карбонатного коллектора.

Примеры конкретного выполнения способа

Пример 1. Участок нефтяной залежи, коллектор 1 (фиг. 1) которого представлен карбонатным типом и чисто нефтяной зоной толщиной 10 м, залегающий на глубине 820 м, вскрывают горизонтальной скважиной 2 с горизонтальным стволом 3 длиной 300 м. Коллектор 1 зонально неоднороден, выделяют три участка I, II и III с соответствующими проницаемостями kI=40 мД, kII=100 мД и kIII=180 мД. Средняя пористость коллектора m=0,16 д.ед. До кровли 4 продуктивного пласта скважину обсаживают обсадной колонной 5 диаметром 168 мм, цементируют 6, а сам горизонтальный ствол 3 выполняют открытым.

В горизонтальный ствол 3 скважины спускают три колонны труб 7, 8, 9. Диаметр колонны 7 составляет 2,25 дюйма, колонн 8, 9 - по 1,5 дюйма каждая. У кровли 4 продуктивного пласта 1 в эксплуатационной колонне 5 устанавливают специальный механический пакер 10 для трех колонн труб. На колонне труб 7 в центре каждого участка I, II и III горизонтального ствола 3 размещают по одному насосу 11, 12, 13 соответственно типоразмеров 2СП57/45, 2СП57/32, 2СП57/24, условным диаметром 57,15 мм=2,25 дюйма.

К колоннам труб 8 и 9 крепят по всей длине горизонтального ствола 3 последовательно соединенные фильтры соответственно 14-16 и 17-19. Каждый из участков разделяют набухающими пакерами 20 марки ТАМ. Для колонны труб 8 напротив участка III с максимальной проницаемостью устанавливают фильтр 16 с минимальной плотностью перфорации Nmin=NIII=5 отв./м. Тогда плотность перфорации NI и NII фильтров 14 и 15 соответственно рассчитывают и выполняют согласно формуле (1):

NII=Nmin·kmax/kII=NIII·kIII/kII=5·180/100=9 отв./м,

NI=NIII·kIII/kI=5·180/40=23 отв./м.

Аналогично для колонны труб 9 напротив участка I с минимальной проницаемостью устанавливают фильтр 17 с минимальной плотностью перфорации Mmin=MI=6 отв./м. Тогда плотность перфорации MIII и MII фильтров 19 и 18 соответственно рассчитывают и выполняют согласно соотношению (2):

MIII=Mmin·kIII/kmin=MI·kIII/kI=6·180/40=27 отв./м,

MII=MI·kII/KI=6·100/40=15 отв./м.

При остановленных насосах 11-13 подают 24%-ную соляную кислоту в колонну труб 8 с фильтрами 14-16. Всего закачивают 100 м3 кислоты. Кислоту продавливают технической водой в объеме 1,0 м3, равном объему колонны труб 8. После реакции кислоты с породой по этой же трубе 8 отбирают продукты реакции до появления нефти, затем пускают в работу насосы 11-13 в горизонтальном стволе 3.

Дебит нефти после кислотной обработки составил 18 т/сут, обводненность - 25%. После 1 года эксплуатации, дебит нефти снизился на 50% от дебита нефти после кислотной обработки, т.е. до 9 т/сут, обводненность возросла до 56%. Процесс закачки кислоты повторяют аналогично описанному выше. Продавку кислоты осуществляют технической водой в объеме, превышающем в 2 раза объем технической воды, которую применяли в предыдущем цикле обработки, т.е. 2,0 м3. После второй кислотной обработки дебит нефти составил 14 т/сут., обводненность - 43%.

После 1,5 лет эксплуатации дебит нефти снизился до 3 т/сут, обводненность возросла до 80%. Через колонну труб 9 с фильтрами 17-19 при остановленных насосах 11-13 закачивают в пласт воду с мелкодисперсными частицами. Средневзвешенная проницаемость k вдоль горизонтального ствола 3 составляет:

Тогда требуемый радиус частиц r:

Соответственно воду с частицами (используют речную воду с твердыми взвешенными частицами) предварительно пропускают через фильтр с диаметром ячеек 0,24·2=0,48 мкм. Закачку воды с мелкодисперсными частицами ведут в течение 3 сут с расходом 100 м3, близким к максимальной приемистости скважины.

После закачки воды с мелкодисперсными частицами насосы 11-13 вновь пускают в эксплуатацию. Дебит нефти составил 8 т/сут., обводненность - 49%.

Циклы закачки кислоты повторяют при падении дебита нефти более чем на 50% от дебита нефти после предыдущей кислотной обработки с увеличением объема технической воды для продавки в 2 раза. Циклы закачки воды с мелкодисперсными частицами также повторяют при повышении обводненности скважины до 80-98%.

Аналогичные операции проводят на других горизонтальных скважинах коллектора. Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки коллектора.

Пример 2. Выполняют, как пример 1. Требуемый радиус частиц составляет

Закачку воды с мелкодисперсными частицами ведут в течение 10 сут с расходом 80 м3.

В результате разработки участка 1, который ограничили обводнением добывающей скважины до 98%, было добыто с одной горизонтальной скважины 171,5 тыс.т нефти, коэффициент извлечения нефти (КИН) участка составил 0,403 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях, было добыто 141,3 тыс.т нефти, КИН составил 0,332 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,071 д.ед.

Предлагаемый способ позволяет повысить КИН зонально неоднородного карбонатного коллектора за счет более равномерной и глубокой периодической кислотной обработки, водоограничения при прорыве воды и эффективной добыче нефти вдоль всего горизонтального ствола скважины.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи карбонатного коллектора.

Способ разработки карбонатного коллектора периодичной кислотной обработкой, включающий 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, отличающийся тем, что 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.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи неоднородного карбонатного коллектора.

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.
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 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 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 нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи неоднородного карбонатного коллектора. Способ разработки карбонатного коллектора горизонтальными скважинами включает бурение горизонтальных скважин, спуск на колонне труб в горизонтальную часть стволов насосов, кислотную обработку коллектора через фильтры с различной плотностью перфорации, отбор продукции скважины. При этом в горизонтальный ствол скважины, который выполняют открытым, спускают две колонны труб диаметром 1,5-2 дюйма, на одной из которых устанавливают в центре ствола насос, на другой по всей длине ствола размещают последовательно соединенные фильтры, плотность перфорации Nn каждой n-ой секции фильтров выполняют согласно соотношению: Nn=Nmin·kmax/kn, где kmax - максимальная проницаемость коллектора вдоль горизонтального ствола, kn - проницаемость n-ого участка коллектора, Nmin - плотность перфорационных отверстий секции фильтров напротив коллектора с максимальной проницаемостью. В межтрубное пространство до устья закачивают техническую воду, после чего при остановленном насосе подают кислоту в 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. 1 ил.

Настоящее изобретение относится к вязкоупругим текучим средам, загущенным кислым композициям, а также к способам их использования. Водная вязкоупругая текучая среда для обработки подземного пласта, содержащая по меньшей мере одну композицию гелеобразующего вещества, где указанная композиция гелеобразующего вещества содержит по меньшей мере одно вязкоупругое поверхностно-активное вещество приведенной общей формулы, и систему растворителей, которая содержит воду, одноатомный спирт и двухатомный или многоатомный спирт, при массовом соотношении указанного одноатомного спирта и указанного двухатомного или многоатомного спирта от 1,0 до 2,2. Способ кислотной обработки подземного пласта включает введение водной указанной вязкоупругой текучей среды в указанный пласт, где указанная среда содержит по меньшей мере одну кислоту. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности обработки. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 11 пр., 10 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны горизонтальных стволов скважин, вскрывших карбонатный коллектор. Технический результат - повышение эффективности обработки. По способу определяют давления поглощения жидкости в открытом горизонтальном стволе скважины с обсаженной эксплуатационной колонной в вертикальной части. Осуществляют обработку открытого горизонтального ствола скважины жидкостью, обеспечивающей отсутствие поглощения. После этого на устье скважины снизу вверх собирают и спускают в открытый горизонтальный ствол скважины компоновку, состоящую из перфорированного хвостовика с центраторами, пакера, разъединителя, технологической колонны труб. Спуск компоновки производят до достижения нижним концом перфорированного хвостовика забоя горизонтального ствола скважины. Затем вовнутрь перфорированного хвостовика спускают колонну насосно-компрессорных труб - НКТ и за 5 м до достижения нижним концом колонны НКТ нижнего конца перфорированного хвостовика спуск колонны НКТ прекращают. Верхний конец эксплуатационной колонны оборудуют затрубной задвижкой с устьевым сальником. Верхний конец технологической колонны труб оборудуют межтрубной задвижкой с устьевым герметизатором. На верхний конец колонны НКТ монтируют трубную задвижку. При открытых трубной и межтрубной задвижках и закрытой затрубной задвижке закачивают в колонну НКТ обратную эмульсию. Ее продавливают кислотным составом до заполнения межтрубного пространства скважины обратной эмульсией. Закрывают межтрубную задвижку и открывают затрубную задвижку и продолжают закачку кислотного состава через затрубное пространство скважины в емкость. Производят циркуляцию кислотного состава до потери активности кислотного состава. После этого циркуляцию кислотного состава прекращают. Закрывают трубную задвижку и открывают межтрубную задвижку. Закачкой жидкости в межтрубное пространство скважины вытесняют обратную эмульсию из межтрубного в затрубное пространство скважины. Обратной эмульсией вытесняют продукты реакции кислотного состава с карбонатным коллектором через затрубную задвижку в емкость. Производят посадку пакера. Отсоединяют разъединитель и извлекают из скважины технологическую колонну труб. Перфорированный хвостовик оставляют в горизонтальном стволе скважины. Скважину оснащают эксплуатационным оборудованием и запускают ее в работу. 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны горизонтальных стволов скважин, вскрывших карбонатную породу. Технический результат - повышение эффективности обработки. По способу определяют давление поглощения жидкости в открытом горизонтальном стволе скважины. Осуществляют обработку открытого горизонтального ствола для ликвидации поглощения. После обработки на устье скважины снизу вверх собирают и спускают в открытый горизонтальный ствол скважины компоновку, состоящую из перфорированного хвостовика с центраторами, пакера, разъединителя, технологической колонны труб. Осуществляют спуск компоновки в открытый горизонтальный ствол скважины. Спуск ее производят до достижения нижним концом перфорированного хвостовика забоя горизонтального ствола скважины. Затем вовнутрь перфорированного хвостовика спускают колонну насосно-компрессорных труб - НКТ и за 5 м до достижения нижним концом колонны НКТ нижнего конца перфорированного хвостовика спуск колонны НКТ прекращают. На устье скважины верхний конец эксплуатационной колонны оборудуют затрубной задвижкой с устьевым сальником. Верхний конец технологической колонны труб оборудуют межтрубной задвижкой с устьевым герметизатором. На верхний конец колонны НКТ монтируют трубную задвижку. Закачивают в затрубное пространство обратную эмульсию до появления ее на устье. Закрывают затрубную задвижку и открывают межтрубную и трубную задвижки. По колонне НКТ закачивают обратную эмульсию в межтрубное пространство до появления обратной эмульсии на устье скважины из межтрубного пространства. Закачку прекращают и закрывают межтрубную задвижку. Затрубную задвижку открывают. Производят поинтервальную обработку горизонтального ствола, который разделяют на участки длиной по 50 м, начиная с участка от забоя скважины. Для этого при закрытой затрубной задвижке и открытых межтрубной и трубной задвижках в колонну НКТ закачивают кислотный состав и продавливают его в межтрубное пространство в объеме, равном объему кольцевого пространства между колонной НКТ и перфорированным хвостовиком на длине обрабатываемого участка. Закрывают межтрубную задвижку. Открывают затрубную задвижку и обратной эмульсией, вышедшей на поверхность, продавливают кислотный состав по колонне НКТ из кольцевого пространства между колонной НКТ и перфорированным хвостовиком на длине обрабатываемого участка в призабойную зону пласта по всей длине обрабатываемого участка. Ожидают реагирование в течение 12 час. Закачивают в колонну НКТ обратную эмульсию и вытесняют продукты реакции из горизонтального ствола в вертикальную часть. Перемещают колонну НКТ в следующий интервал. После обработки всех участков горизонтального ствола колонну НКТ спускают до забоя. Закрывают затрубную задвижку и открывают межтрубную задвижку. В колонну НКТ закачивают товарную нефть до ее появления на устье из межтрубного пространства. Затем производят посадку пакера. Отсоединяют разъединитель и извлекают из скважины технологическую колонну труб. Перфорированный хвостовик оставляют в горизонтальном стволе скважины. Оснащают скважину эксплуатационным оборудованием и запускают ее в работу. 2 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны скважины. Технический результат заключается в повышении эффективности кислотной обработки призабойной зоны пласта в добывающих и нагнетательных скважинах, повышении нефтеотдачи пластов. В способе технологической обработки скважины производят глушение скважины; проводят поинтервальную большеобъемную обработку призабойной зоны (БОПЗ) каждого пропластка, для этого изолируют каждый пропласток по отдельности с помощью двух пакеров, закачивают технологическую жидкость с кислотосодержащим реагентом, проводят стимуляцию скважины и выдерживают время ожидания реагирования кислоты в течение 6-8 часов. После проведения БОПЗ откачивают продукты реакции из пласта, которые образовались в результате вступления кислоты в реакцию с породой, путем свабирования; проводят отбор проб на устье скважины и определяют по ним рН продукции скважины, и если это значение попадает в диапазон от 4 до 10, делают вывод об отсутствии обводненности пласта. 22 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к нефтедобыче. Технический результат - увеличение эффективности и успешности проведения обработки призабойной зоны ОПЗ. Способ селективной ОПЗ неоднородного расчлененного объекта разработки содержит этапы, на которых проводят в скважине геофизические исследования; принимают решение о необходимости проведения селективной ОПЗ; при положительном решении о необходимости проведения селективной ОПЗ определяют количество интервалов для обработки (пропластков); спускают в обрабатываемый интервал компоновку с по меньшей мере двумя пакерами на колонне труб; изолируют требуемый интервал обработки, содержащий пропласток, посредством двух соседних пакеров; проводят селективную ОПЗ требуемого интервала; перемещают двухпакерную установку для обработки следующего интервала; останавливают процесс обработки после обработки всех требуемых интервалов для обработки, при этом на этапе принятия решения о необходимости проведения селективной ОПЗ определяют также максимально допустимое давление на продуктивные пласты, между двумя соседними пакерами устанавливают фильтр с циркуляционный клапаном, а ниже нижнего из двух соседних пакеров устанавливают перфорированный патрубок и заглушку, обрабатывают одновременно два интервала обработки. 5 з.п. ф-лы, 7 ил.

Изобретение относится к области нефтедобычи и, в частности, к методам кислотной обработки призабойной зоны пласта с последующим вводом скважины в эксплуатацию. Способ также может быть применен при капитальном ремонте скважин и, в частности, при очистке каналов продуктивного пласта. Технический результат - обеспечение сохранения коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта при использовании на стадии глушения любых видов жидкостей глушения. По способу производят разобщение обрабатываемого пласта от межтрубного пространства скважины. Проводят закачку кислотного состава в интервал обрабатываемого пласта. Осуществляют технологическую выдержку. Выполняют свабирование и извлечение из пласта продуктов реакции. Проводят глушение скважины. Осуществляют спуск насосной установки и запуск скважины в работу. При этом, перед разобщением обрабатываемого пласта от межтрубного пространства производят спуск в скважину технологической колонны насосно-компрессорных труб - НКТ - с открытым концом, снабженным обратным клапаном, и с двумя пакерами для разобщения интервала обрабатываемого пласта от межтрубного пространства и от забоя или от другого пласта в скважине. Технологическую колонну НКТ над нижним пакером снабжают посадочным инструментом - ИП. Над верхним пакером устанавливают скважинный циркуляционный клапан. После технологической выдержки осуществляют перепосадку обоих пакеров выше интервала обрабатываемого пласта. Глушение скважины производят через скважинный циркуляционный клапан путем замещения жидкости в межтрубном пространстве скважины и в колонне НКТ жидкостью глушения. Затем производят распакеровку верхнего пакера. Перед спуском в скважину насосной установки посредством ИП отсоединяют технологическую колонну НКТ от нижнего пакера и извлекают указанную колонну НКТ из скважины. 7. з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к созданию термостойких газогенерирующих кислотообразующих высокопрочных топлив для скважинных аппаратов различного механизма действия: пороховых аккумуляторов давления скважинных, пороховых генераторов давления, пулевых и кумулятивных перфораторов и др. для термобарического и химического воздействия на призабойную зону с целью повышения продуктивности нефтяных скважин. Термостойкое газогенерирующее кислотообразующее топливо для скважинных аппаратов включает окислитель - перхлорат аммония или перхлорат калия, или смесь перхлората аммония с перхлоратом калия, горючее связующее - соединение, имеющее в своей цепи α-окисный цикл - продукт взаимодействия эпихлоргидрина с дифенилолпропаном, или продукт взаимодействия эпихлоргидрина с олигодиеном, или продукт взаимодействия эпихлоригидрина с диэтиленгликолем или триэтиленгликолем, или их смесь, а также отверждающий агент - соединение аминного типа. Топливо может также содержать дибутилфталат, ди-(2-этилгексил)-себацинат, ди-(2-этилгексил)-фталат или пластификатор ЭДОС; алюминий; хлористый аммоний; соединение, содержащее в составе молекулы атом фтора, например политетрафторэтилен, политрифторхлорэтилен или литий фтористый; технический углерод; в качестве технологической добавки, например, эмульгатор марки N-23 или 1,2-диалкилглицерохолил-фосфат; оксид кремния; пигмент или краситель. Изобретение направлено на создание термостойкого газогенерирующего кислотообразующего высокопрочного топлива с повышенным уровнем прочности и термостойкости, повышенным содержанием кислотообразующих соединений - хлористого и фтористого водорода в продуктах сгорания. 12 з.п. ф-лы, 2 табл., 23 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – временное блокирование интервалов пласта с высоким коэффициентом удельной приемистости, эффективное воздействие кислоты на породу, увеличение дебита нефти. Способ селективной обработки продуктивного карбонатного пласта включает определение коэффициента удельной приемистости интервала обработки, циклическую последовательную закачку в него порций вязкотекучего материала - ВТМ, содержащего водный раствор катионного поверхностно-активного вещества, увеличивающего свою вязкость при контакте с пластовой водой и разрушающегося при контакте с нефтью, и кислотных составов на основе соляной кислоты с последующей продавкой нефтью. Перед закачкой ВТМ в каждый интервал обработки закачивается буферная порция пластовой или технической воды в объеме 2-4 м3.. В ВТМ добавляют 10-20% от его объема 22-24%-ного водного раствора соляной кислоты с получением вязкоупругого состава – ВУС. Объем первой порции закачиваемого ВУС определяют в зависимости от величины коэффициента удельной приемистости на основе опытных работ, после чего первую порцию ВУС продавливают в пласт кислотным составом в виде водного раствора соляной кислоты, содержащим вещества, улучшающие фильтрационные характеристики кислотного состава, в объеме 0,5-1,0 м3 на погонный метр интервала обработки для вертикальных скважин или 0,05-0,1 м3 - для горизонтальных скважин. Причем кислотный состав закачивают в виде двух порций, первая из которых закачивается в объеме, достаточном для полного замещения объема насосно-компрессорных труб и межтрубного пространства интервала обработки, после чего скважину оставляют на техническую выдержку, достаточную для структурирования ВУС в интервале обработки. Далее закачивают вторую порцию кислотного состава, а затем вторую порцию ВУС в объеме 40-60% от объема первой порции ВУС, а объем кислотного состава для продавки увеличивают в 2-4 раза от первоначально закачиваемого состава для вертикальных скважин и в 1,1-4 раза - для горизонтальных, после чего кислотный состав продавливают нефтью в объеме насосно-компрессорных труб плюс 3-5 м3. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.

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 NnNmin·kmaxkn, 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 MnMmin·knkmin, 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