Способ разработки карбонатного коллектора горизонтальными скважинами

Авторы патента:

Хисамов Раис Салихович (RU)

Ахметгареев Вадим Валерьевич (RU)

Гафиятуллин Халил Хафизович (RU)

Ахметгареева Резида Вагизовна (RU)

Газизов Илгам Гарифзянович (RU)

E21B43/27 - с использованием разъедающих веществ, например кислот

Владельцы патента RU 2595114:

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

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 N_n каждой n-ой секции фильтров выполняют согласно соотношению: N_n=N_min·k_max/k_n, где k_max - максимальная проницаемость коллектора вдоль горизонтального ствола, k_n - проницаемость n-ого участка коллектора, N_min - 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.

Способ разработки карбонатного коллектора горизонтальными скважинами

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных карбонатных коллекторов горизонтальными скважинами.

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. Е21В43/16, 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

$\frac{h_{1} \cdot k_{1}}{L n \frac{R_{1}}{r_{c}} + С_{1}} = \frac{h_{2} \cdot k_{2}}{L n \frac{R_{2}}{r_{c}} + С_{2}} = ... = \frac{h_{n} \cdot k_{n}}{L n \frac{R_{n}}{r_{c}} + С_{n}}$ ,

где C₁, C₂, C_n - коэффициенты гидродинамического совершенства скважины по характеру вскрытия вдоль горизонтального ствола скважины;

R₁, R₂, R_n- проектируемая глубина проникновения кислоты в породу, м,
k₁, k₂, k_n - проницаемость участка пласта, м²,

h_n - мощность участка пласта, м,

r_c - 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 P_у=(0,009…0,01)·H, МПа, в объеме V_к, равном

V_к=(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. Е21В43/27, 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 горизонтальными скважинами, включающем бурение горизонтальных скважин, спуск на колонне труб в горизонтальную часть стволов насосов, кислотную обработку коллектора через фильтры с различной плотностью перфорации, отбор продукции скважины, согласно изобретению 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 N_n каждой n-й секции фильтров выполняют согласно соотношению

N_n=N_min·k_max/k_n,

где k_max - максимальная проницаемость коллектора вдоль горизонтального ствола,

k_n - проницаемость n-го участка коллектора,

N_min - 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.

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 - колонна труб с насосом 7, 7 - насос, 8 - колонна труб с фильтрами 9-11, 9-11 - фильтры с различной плотностью перфорации, 12 - межтрубное пространство.

Способ реализуют следующим образом.

Участок нефтяного пласта, 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 обсаживают обсадной колонной 5, а сам горизонтальный ствол 3 выполняют открытым.

В горизонтальный ствол 3 скважины спускают две колонны труб диаметром 1,5-2 дюйма каждая. На одной из колонн труб 6 устанавливают насос 7 (например, типа 2СП45/24) и размещают его в центре горизонтального ствола 3. На другой колонне труб 8 по всей длине ствола размещают последовательно соединенные фильтры 9-11. Плотность перфорации N_n каждой n-й секции фильтров 9-11 выполняют пропорционально соотношению максимальной и рассчитываемой проницаемостей участков I, II и III по формуле:

N_n=N_min·k_max/k_n, (1)

где k_max - максимальная проницаемость коллектора вдоль горизонтального ствола,

k_n - проницаемость n-го участка коллектора,

N_min - плотность перфорационных отверстий секции фильтров 9-11 напротив коллектора с максимальной проницаемостью,

В межтрубное пространство 12 до устья закачивают техническую воду, после чего при остановленном насосе 7 подают кислоту в колонну труб 8 с фильтрами 9-11. Вода в межтрубном пространстве 12 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.

Согласно расчетам диаметр труб 6 и 8 более 2 дюймов не позволяет беспрепятственно спускать параллельно две трубы с оборудованием в наиболее распространённые диаметры обсадных колонн 5. Диаметр труб 6 и 8 менее 1,5 дюйма приводит к низким значениям дебита и расхода. Насос 7 в центральной части горизонтального ствола 3 позволяет, согласно исследованиям, наиболее эффективно отбирать запасы нефти вдоль всего горизонтального ствола 3. Плотность перфорационных отверстий фильтров 9-11 в зависимости от проницаемости коллектора позволяет проводить закачку кислоты равномерно в пласт вдоль всего горизонтального ствола 3 скважины 2.

После отбора продуктов реакции колонну труб 8 с фильтрами 9-11 останавливают, при этом пускают в работу насос 7 на другой колонне труб 6, расположенный в горизонтальном стволе 3. При падении дебита нефти более чем на 50% от дебита нефти после кислотной обработки процесс закачки кислоты повторяют. Объем технической воды для продавки кислоты определяют как не менее 2 объемов технической воды, которую применяли в предыдущем цикле обработки.

Согласно расчетам такой периодический цикл работы: закачка кислоты - добыча продукции - закачка кислоты - добыча продукции и т.д., позволяет отобрать наибольшее количество запасов за счет кислотной обработки с каждым циклом все более отдаленных зон коллектора 1, а переменная плотность перфорации фильтров 9-11 и насос 7 в центральной части ствола 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 коллектор. При этом согласно расчетам объем менее 2 объемов технической воды, применяемой для продавки в предыдущем цикле, не позволяет повышать нефтеотдачу.

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.

Пример конкретного выполнения способа

Участок нефтяного пласта, коллектор 1 (фиг. 1) которого представлен карбонатным типом и чисто нефтяной зоной толщиной 10 м, залегающий на глубине 850 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 k_I=50 мД, k_II=30 мД и k_III=100 мД. До кровли 4 продуктивного пласта скважину обсаживают обсадной колонной 5 диаметром 168 мм, а сам горизонтальный ствол 3 выполняют открытым.

В горизонтальный ствол 3 скважины 2 спускают две колонны труб: одну 6 диаметром 1,5 дюйма, другую 8 диаметром 2 дюйма. На колонне труб 6 устанавливают насос 7 марки 2СП45/24 и размещают его в центре горизонтального ствола 3. На колонне труб 8 по всей длине ствола размещают последовательно соединенные фильтры 9-11.

Напротив участка III с максимальной проницаемостью устанавливают фильтры 11 с минимальной плотностью перфорации N_min=N_III= 6 отв./м. Тогда плотность перфорации N_I и N_II фильтров 9 и 10 соответственно рассчитывают и выполняют согласно формуле (1):

N_I=N_III·k_III/k_I=6·100/50=12 отв./м,

N_II=N_III·k_III/k_II=6·100/30=20 отв./м.

В межтрубное пространство 12 до устья закачивают техническую воду в объеме 17 м³, после чего при остановленном насосе 7 подают 24%-ную соляную кислоту в колонну труб 8. Кислоту продавливают технической водой в объеме 1,8 м³, равном объему колонны труб 8. После реакции кислоты с породой по этой же трубе 8 отбирают продукты реакции до появления нефти.

Далее колонну труб 8 останавливают, при этом пускают в работу насос 7 на колонне труб 6. Дебит нефти после кислотной обработки составил 12 т/сут. После 1 года эксплуатации дебит нефти снизился на 50% от дебита нефти после кислотной обработки, т.е. до 6 т/сут. 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. 3,6 м³. После второй кислотной обработки дебит нефти составил 10 т/сут. Циклы закачки кислоты повторяют пять раз.

В результате разработки участка 1, которую ограничили обводнением добывающей скважины до 98%, было добыто с одной горизонтальной скважины 174,3 тыс.т нефти, коэффициент извлечения нефти (КИН) участка составил 0,395 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях, было добыто 146,5 тыс.т нефти, КИН составил 0,332 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,063 д.ед.

Предлагаемый способ позволяет повысить КИН зонально неоднородного карбонатного коллектора за счет более равномерной и глубокой периодической кислотной обработки и эффективной добыче продукции вдоль всего горизонтального ствола скважины.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи карбонатного коллектора.

Способ разработки карбонатного коллектора горизонтальными скважинами, включающий бурение горизонтальных скважин, спуск на колонне труб в горизонтальную часть стволов насосов, кислотную обработку коллектора через фильтры с различной плотностью перфорации, отбор продукции скважины, отличающийся тем, что 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 N_n каждой n-ой секции фильтров выполняют согласно соотношению:
N_n=N_min∙k_max/k_n,
где k_max - максимальная проницаемость коллектора вдоль горизонтального ствола,
k_n - проницаемость n-ого участка коллектора,
N_min - 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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов. Технический результат - повышение эффективности обработки скважины.

Способ разработки карбонатного коллектора периодичной кислотной обработки // 2592931

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

Способ разработки карбонатного коллектора с водонефтяными зонами // 2592921

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

Устройство для обработки призабойной зоны скважины // 2588523

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.

Способ заканчивания горизонтальной скважины // 2588108

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов, вскрытых скважинами с открытыми горизонтальными стволами.

Способ заканчивания нефтяной малодебитной скважины // 2586337

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.

Способ снижения водопритока к многозабойным скважинам // 2584025

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

Способ обработки призабойной зоны пласта // 2583104

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

Обработка иллитовых пластов с помощью хелатирующего агента // 2582605

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.

Способ освоения многозабойной разветвленно-горизонтальной скважины // 2581589

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

Загущенные вязкоупругие текучие среды и их применения // 2598959

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.

Способ обработки призабойной зоны горизонтального ствола скважины, вскрывшей карбонатный коллектор // 2599155

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.

Способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтального ствола скважины // 2599156

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.

Способ технологической обработки скважины // 2600137

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.

Способ селективной обработки призабойной зоны неоднородного расчлененного объекта разработки // 2600800

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.

Способ обработки призабойной зоны скважины // 2601960

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.

Термостойкое газогенерирующее кислотообразующее высокопрочное топливо для скважинных аппаратов // 2603373

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.

Способ селективной обработки продуктивного карбонатного пласта // 2610967

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.

Способ разработки карбонатных сланцевых нефтяных отложений // 2612060

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи мощных карбонатных сланцевых нефтяных отложений. Способ разработки карбонатных сланцевых нефтяных отложений включает бурение скважин с горизонтальным окончанием, цементирование в стволах кольцевого пространства между обсадной колонной и коллектором, вторичное вскрытие коллектора с ориентированным направлением перфорационных отверстий в один ряд, проведение многостадийного гидравлического разрыва пласта МГРП, применение пакеров для разделения горизонтальных стволов на участки, отбор продукции из горизонтальных скважин. При этом выбирают карбонатные отложения со средней толщиной H > 50 м и средней абсолютной проницаемостью коллектора менее 2 мД. Отложения разбуривают многозабойными горизонтальными скважинами МЗГС. Каждая МЗГС состоит из двух параллельно расположенных в вертикальной плоскости на расстоянии h = (0,5-0,9)·Н друг от друга горизонтальных стволов, длину каждого горизонтального ствола выполняют равной l ≥ 4·h, в верхнем горизонтальном стволе ряд перфорационных отверстий ориентируют вниз, в нижнем – вверх, на участке вертикального ствола, между верхним и нижним горизонтальными стволами, перфорационные отверстия ориентируют в два ряда – по направлению горизонтальных стволов и в диаметрально противоположном направлении. В горизонтальных стволах проводят кислотный МГРП с расстоянием между ступенями не более 50 м, причем местоположение каждой соответствующей ступени МГРП в верхнем и нижнем стволах не совпадает в структурном плане. В вертикальных стволах проводят кислотный гидроразрыв пласта, скорость и объем закачиваемой кислоты определяют из условий, во-первых, образования структуры растворения карбонатов, представляющей из себя разветвленные полости, во-вторых, высотой a трещин в горизонтальных стволах, причем aдn+aнn = (1,0-1,1)·h, где индекс д относятся к нижнему добывающему стволу, н – к верхнему нагнетательному стволу, n – номер ступени МГРП, в-третьих, высотой трещин aв в вертикальных стволах, причем aв = (0,5-1,0)·h. После гидроразрыва вертикальный и нижний горизонтальный стволы осваивают и пускают в добычу. При каждом снижении дебита нефти МЗГС ниже экономически рентабельного значения в верхнем горизонтальном стволе проводят большеобъемные кислотные обработки. Перед подачей кислоты в верхний ствол закачивают воду c общей минерализацией не более 1 г/л и частицами, устойчивыми к воздействию применяемых кислот, с диаметрами, превышающими средний диаметр поровых каналов породы. Воду с частицами закачивают до тех пор, пока давление закачки не вырастет как минимум в пять раз. Для закачки кислоты в верхний ствол и отбора продукции из вертикального и нижнего стволов применяют оборудование для одновременно-раздельной добычи и закачки с установкой пакера ниже зарезки верхнего горизонтального ствола, таким образом, сланцевые отложения разрабатывают в режиме кислотно-гравитационного дренирования КГД. 1 ил., 2 пр.

Способ разработки сланцевых карбонатных нефтяных залежей // 2612061

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено при разработке мощных сланцевых карбонатных нефтяных залежей. Способ включает бурение горизонтальных скважин, цементирование в горизонтальном стволе кольцевого пространства между обсадной колонной и коллектором, вторичное вскрытие залежи с ориентированным направлением перфорационных отверстий, проведение МГРП, применение пакеров для разделения горизонтальных стволов на участки, отбор продукции из горизонтальных скважин. Согласно изобретению выбирают залежь со средней толщиной нефтенасыщенного коллектора H > 50 м и средней абсолютной проницаемостью менее 2 мД, залежь разбуривают горизонтальными скважинами с параллельным расположением горизонтальных стволов, причем горизонтальные стволы нагнетательных скважин размещают над горизонтальными стволами добывающих скважин на расстоянии по вертикали h = (0,5-0,9)·Н, по горизонтали s = (1,0-4,0)·Н. Длину каждого горизонтального ствола выполняют равной l ≥ 4·h. В нагнетательных скважинах вдоль по горизонтальному стволу перфорируют нижнюю половину окружности эксплуатационной колонны и цементного камня, а в добывающих – верхнюю. Во всех скважинах проводят кислотный МГРП с расстоянием между ступенями не более 50 м. Причем местоположение каждой соответствующей ступени МГРП в добывающей и нагнетательной скважинах не совпадает в структурном плане. Скорость и объем закачиваемой кислоты определяют из условий, во-первых, образования структуры растворения карбонатов, представляющей из себя разветвленные полости, во-вторых, полудлиной трещин a = (0,8-2,0)·s и высотой трещин с = (0,5-1,0)·h. После МГРП добывающие скважины осваивают и пускают в добычу. При каждом снижении дебита нефти добывающих скважин ниже экономически рентабельного значения в соответствующих нагнетательных скважинах проводят большеобъемные кислотные обработки, причем перед подачей кислоты в нагнетательную скважину закачивают воду c общей минерализацией не более 1 г/л и частицами, устойчивыми к воздействию применяемых кислот, с диаметрами, превышающими средний диаметр поровых каналов коллектора, воду с частицами закачивают до тех пор, пока давление закачки не вырастет как минимум в пять раз. Таким образом залежь сланцевой нефти разрабатывают в режиме кислотно-гравитационного дренирования – КГД. Технический результат заключается в повышении нефтеотдачи мощных сланцевых карбонатных нефтяных залежей. 2 ил.