Способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтального ствола скважины

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 и может найти применение при обработке призабойной зоны горизонтальных стволов скважин, вскрывших карбонатную породу.

Способ обработки призабойной зоны пласта горизонтального ствола скважины (патент RU №2235865, МПК Е21В 43/18, опубл. 10.09.2004 г., бюл. №25), включающий доведение рабочего агента до продуктивного интервала и его закачку в продуктивный интервал. Закачку в продуктивный интервал проводят при периодическом репрессионном воздействии под избыточным давлением рабочего агента, перед потоком рабочего агента создают разрежение, концентрируют репрессионное воздействие в направлении обрабатываемого интервала парным и симметричным выходом давления к обрабатываемому интервалу на высоте не менее интервала перфорации обрабатываемого пласта, ограничивают распространение давления из обрабатываемого интервала в скважину и поддерживают давление в обрабатываемом интервале до его уравнивания с давлением в околоскважинной зоне.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, сложность реализации способа, связанная с периодическим репрессионным воздействием под избыточным давлением рабочего агента на продуктивный интервал;

- во-вторых, низкая эффективность обработки призабойной зоны в горизонтальных стволах скважин вследствие неравномерности обработки отдельных интервалов репрессионным воздействием;

- в-третьих, непродолжительность (1-2 мес) эффекта от обработки интервалов призабойной зоны горизонтального ствола скважины репрессионным воздействием.

Также известен способ обработки призабойной зоны в горизонтальном или наклонном стволе скважины (патент RU №2114294, МПК Е21В 43/27, опубл. 27.06.98 г., бюл. №18), включающем выбор интервала с наименьшей приемистостью и закачку раствора кислоты при начальном давлении, при котором интервал принимает раствор кислоты, и конечном давлении закачки, меньшем начального по меньшей мере на 20%, поинтервальную закачку раствора кислоты в каждый интервал до достижения конечного давления закачки, одинакового для всех обрабатываемых интервалов данной скважины, при начальном давлении закачки в отдельный интервал, равном конечному давлению, прекращение закачки раствора кислоты в данный интервал, а при начальном давлении закачки в отдельный интервал, меньшем конечного давления, проведение работ по уменьшению проницаемости данного интервала.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, низкая эффективность кислотной обработки, так как в горизонтальном стволе скважины сложно провести поинтервальную обработку призабойной зоны. При обработке происходит неконтролируемый уход кислоты в призабойную зону, разное время воздействия кислоты на отдельные участки приводит к неравномерности проницаемости призабойной зоны;

- во-вторых, низкое качество выноса кольматанта (продуктов реакции кислоты с карбонатной породой) из горизонтального ствола скважины путем промывки жидкостью глушения даже при большом расходе, поскольку кольматант обратно оседает на поверхности горизонтального ствола скважины, что снижает потенциальную продуктивность скважины;

- в-третьих, непродолжительность (1-2 мес) эффекта от обработки призабойной зоны в горизонтальном стволе скважины за счет ухудшения коллекторских свойств пласта кольматантом при промывке.

Наиболее близким по технической сущности является способ обработки призабойной зоны в горизонтальном или наклонном стволе скважины (патент RU №2209304, МПК Е21В 43/27, опубл. 27.07.2003 г., бюл. №21), включающий предварительное определение давления поглощения жидкости скважиной, обсаженной эксплуатационной колонной в вертикальной части, обработку открытого горизонтального или наклонного ствола скважины жидкостью, обеспечивающей отсутствие поглощения, и закачку кислотного состава в продуктивный интервал. Указанную обработку скважины осуществляют промывкой жидкостью глушения с плотностью, обеспечивающей отсутствие поглощения, раствор кислоты доводят до продуктивного интервала жидкостью с плотностью, обеспечивающей отсутствие поглощения, а после закачки кислотного состава проводят технологическую выдержку под давлением, меньшим, чем давление поглощения до момента начала поглощения.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, низкая эффективность обработки призабойной зоны горизонтального ствола скважины кислотным составом одновременно по всей длине горизонтального ствола. Это обусловлено тем, что по длине горизонтального ствола имеется высокая разнородность как по составу, так и по строению продуктивного пласта, т.е. одни участки горизонтального ствола более карбонизированы, другие - менее; одни участки матричного типа, другие - трещиноватые, третьи - пористые, четвертые - кавернозные, вследствие чего обработка призабойной зоны горизонтального ствола скважины происходит неравномерно;

- во-вторых, низкое качество выноса кольматанта (продуктов реакции кислоты с карбонатной породой) из горизонтального ствола скважины путем промывки жидкостью глушения даже при большом расходе, поскольку кольматант обратно оседает на поверхности горизонтального ствола скважины, что снижает потенциальную продуктивность скважины;

- в-третьих, непродолжительность (1-2 мес) эффекта от обработки призабойной зоны в горизонтальном стволе скважины за счет ухудшения коллекторских свойств пласта кольматантом при промывке, что выражается в снижении добывных возможностей скважины.

Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности воздействия кислотного состава на призабойную зону горизонтального ствола скважины, вскрывшей карбонатную породу, а также повышение качества выноса продуктов реакции с карбонатной породой и увеличение продолжительности эффекта от реализации способа.

Технические задачи решаются способом поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтального ствола скважины, включающим определение давления поглощения жидкости в открытом горизонтальном стволе скважины с обсаженной эксплуатационной колонной в вертикальной части, обработку открытого горизонтального ствола скважины жидкостью, обеспечивающей отсутствие поглощения.

Новым является то, что после обработки открытого горизонтального ствола скважины жидкостью, обеспечивающей отсутствие поглощения, 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 в открытый горизонтальный ствол скважины 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, после чего на устье скважины верхний конец эксплуатационной колонны оборудуют затрубной задвижкой с устьевым сальником, верхний конец технологической колонны труб оборудуют межтрубной задвижкой с устьевым герметизатором, а на верхний конец колонны НКТ монтируют трубную задвижку, далее при открытых трубной и затрубной задвижках и закрытой межтрубной задвижке закачивают в затрубное пространство обратную эмульсию до появления обратной эмульсии на устье через колонну НКТ, закрывают затрубную задвижку и открывают межтрубную и трубную задвижки, после чего по колонне НКТ закачивают обратную эмульсию в межтрубное пространство до появления обратной эмульсии на устье скважины из межтрубного пространства, после чего закачку прекращают и закрывают межтрубную задвижку, а 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 ч, закачивают в колонну НКТ обратную эмульсию при открытой межтрубной задвижке и вытесняют продукты реакции из горизонтального ствола в вертикальную часть, после чего перемещают колонну НКТ в следующий интервал, и технологические операции повторяют, начиная с закачки по колонне НКТ кислотного состава, 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, при этом перфорированный хвостовик остается в горизонтальном стволе скважины, далее оснащают скважину эксплуатационным оборудованием и запускают ее в работу.

На фиг. 1 и 2 схематично и последовательно изображен предлагаемый способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтального ствола скважины в процессе реализации.

Способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтального ствола скважины включает предварительное определение давления поглощения жидкости в открытом горизонтальном стволе 1 скважины 2 с обсаженной эксплуатационной колонной 3 в вертикальной части. Например, определяют, что давление поглощения жидкости в открытом горизонтальном стволе 1 скважины 2 равно 11,5 МПа, после чего спуском промывочной колонны труб (на фиг. 1 и 2 не показано) проводят промывку открытого горизонтального ствола 1 (см. фиг. 1) скважины 2 жидкостью глушения с плотностью, обеспечивающей отсутствие поглощения, т.е. пресной водой плотностью 1020 кг/м3.

Далее на устье скважины 2 снизу вверх собирают и спускают в открытый горизонтальный ствол 2 скважины 1 компоновку, состоящую из перфорированного хвостовика 4 с центраторами 5, пакера 6, разъединителя 7, технологической колонны труб 8. Перфорированный хвостовик 4 собирают из труб, например, диаметром 114 мм с перфорированными отверстиями 9 диаметром 8 мм.

Центраторы 5 имеют продольные каналы для перетока жидкости (на фиг. 1 и 2 не показано) и располагаются на перфорированном хвостовике 3 (см. фиг. 1), например, через каждые 50 м, в качестве центраторов 5 применяют центраторы любой известной конструкции.

В качестве пакера 6 применяют любой известный пакер для разобщения ствола скважины 1, а в качестве разъединителя 7 применяют, например, «левый» переводник.

В качестве технологической колонны труб 8 применяют колонну, состоящую из труб того же типоразмера, что и перфорированный хвостовик, т.е. диаметром 114 мм.

Спуск компоновки в открытый горизонтальный ствол 2 скважины 1 производят до достижения нижним концом перфорированного хвостовика 4 забоя 10 открытого горизонтального ствола 1 скважины 2, т.е. когда нижний конец перфорированного хвостовика 4 упирается в забой 10, возрастает нагрузка на индикаторе веса при отсутствии перемещения перфорированного хвостовика 4 в открытом горизонтальном стволе 1 скважины 2.

Затем вовнутрь перфорированного хвостовика 4 спускают колонну НКТ 11, например, диаметром 73 мм и за 5 м до достижения нижним концом колонны НКТ нижнего конца перфорированного хвостовика 4 спуск колонны НКТ 11 прекращают.

После чего на устье скважины 2 верхний конец эксплуатационной колонны 3 оборудуют затрубной задвижкой 12 с устьевым сальником 13.

Верхний конец технологической колонны труб 8 оборудуют межтрубной задвижкой 14 с устьевым герметизатором 15.

На верхний конец колонны НКТ 11 монтируют трубную задвижку 16.

Далее при открытых трубной 16 и затрубной 12 задвижках и закрытой межтрубной задвижке 14 закачивают с помощью насосного агрегата (на фиг. 1 и 2 не показано), например, марки ЦА-320, в колонну НКТ 11 (см. фиг. 1) в затрубное пространство 17 обратную эмульсию до появления обратной эмульсии на устье через колонну НКТ 11.

Закрывают затрубную задвижку 12, открывают межтрубную 14 и трубную 16 задвижки. После чего по колонне НКТ 11 закачивают обратную эмульсию в межтрубное пространство 18 до появления обратной эмульсии на устье скважины 2 из межтрубного пространства 18.

Затем закачку прекращают и закрывают межтрубную задвижку 14, а затрубную задвижку 12 открывают.

Таким образом скважину 2 заполняют обратной эмульсией в объеме скважины 2. Объем скважины 2 состоит из суммы объемов: колонны НКТ 11, межтрубного 18 и затрубного 17 пространств скважины 2. Например, в объеме: колонны НКТ 11 (3 м3) + межтрубного пространства 18 (6 м3) + затрубного пространства (9 м3)=3 м3+6 м3+9 м3=18 м3.

Рецептура обратной эмульсии на 1 м3:

- нефть товарная - 0,39-0,49 м3;

- эмульгатор - 0,01 м3;

- пластовая вода - 0,6-0,5 м3.

Далее производят поинтервальную обработку горизонтального ствола 1, который разделяют на участки длиной по 50 м начиная от забоя скважины. Например, при длине горизонтального ствола 1 L=150 м его делят на три участка 19′, 19″, 19′″.

Начинают обработку кислотным составом первого участка 19′ (ближайшего к забою 10) горизонтального ствола 1 скважины 2.

В качестве кислотного состава используют 12%-ный водный раствор соляной кислоты. Объем кислотного состава определяют из условия 0,3 м3 на 1 м длины - L горизонтального ствола 1 скважины 2. Так, при длине каждого из участков 19′, 19″, 19′″, равной 50 м, объем поинтервальной закачки V1, V2, V3 соответственно в каждый из участков 19′, 19″, 19′″ будет равен: 50 м · 0,3 м3/м=15 м3.

Для этого при закрытой затрубной задвижке 12 и открытых межтрубной 14 и трубной 16 задвижках в колонну НКТ 11 с помощью насосного агрегата закачивают кислотный состав и продавливают его в межтрубное пространство в объеме, равном объему кольцевого пространства 20′ между колонной НКТ 11 и перфорированным хвостовиком 4 на длине обрабатываемого участка 19′, равной 50 м, V1=15 м3.

Закрывают межтрубную задвижку 14, открывают затрубную задвижку 12 и обратной эмульсией, вышедшей на поверхность, продавливают кислотный состав по колонне НКТ 11 из кольцевого пространства 20′ между колонной НКТ 11 и перфорированным хвостовиком 4 в призабойную зону пласта по всей длине обрабатываемого участка 19′. Производят ожидание реагирования 12 ч.

Закачивают в колонну НКТ 11 обратную эмульсию при открытой межтрубной задвижке 14 и вытесняют продукты реакции из горизонтального ствола 2 (на длину 50 м обрабатываемого участка 19′) в вертикальную часть скважины 2.

После чего перемещают колонну НКТ 11 от забоя 10 в сторону устья скважины 2, т.е. до начала следующего участка 19″.

При закрытой затрубной задвижке 12 и открытых межтрубной 14 и трубной 16 задвижках в колонну НКТ 11 с помощью насосного агрегата закачивают кислотный состав и продавливают его в межтрубное пространство в объеме, равном объему кольцевого пространства 20″ между колонной НКТ 11 и перфорированным хвостовиком 4 на длине обрабатываемого участка 19″, равной 50 м, V2=15 м3.

Закрывают межтрубную задвижку 14, открывают затрубную задвижку 12 и обратной эмульсией, вышедшей на поверхность, продавливают кислотный состав по колонне НКТ 11 из кольцевого пространства 20″ между колонной НКТ 11 и перфорированным хвостовиком 4 в призабойную зону пласта по всей длине обрабатываемого участка 19″. Производят ожидание реагирования 12 ч.

Закачивают в колонну НКТ 11 обратную эмульсию при открытой межтрубной задвижке 14 и вытесняют продукты реакции из горизонтального ствола 2 (на длину 50 м обрабатываемого участка 19″) в вертикальную часть скважины 2. После чего перемещают колонну НКТ 11 от забоя 10 в сторону устья скважины 2, т.е. до начала следующего участка 19″.

При закрытой затрубной задвижке 12 и открытых межтрубной 14 и трубной 16 задвижках в колонну НКТ 11 с помощью насосного агрегата закачивают кислотный состав и продавливают его в межтрубное пространство в объеме, равном объему кольцевого пространства 20′″ между колонной НКТ 11 и перфорированным хвостовиком 4 на длине обрабатываемого участка 19′″, равной 50 м, V3=15 м3.

Закрывают межтрубную задвижку 14, открывают затрубную задвижку 12 и обратной эмульсией, вышедшей на поверхность, продавливают кислотный состав по колонне НКТ 11 из кольцевого пространства 20′″ между колонной НКТ 11 и перфорированным хвостовиком 4 в призабойную зону пласта по всей длине обрабатываемого участка 19′″. Производят ожидание реагирования 12 ч.

Закачивают в колонну НКТ 11 обратную эмульсию при открытой межтрубной задвижке 14 и вытесняют продукты реакции из горизонтального ствола 2 (на длину 50 м обрабатываемого участка 19′″) в вертикальную часть скважины 2.

После обработки всех участков 19′, 19″, 19′″ горизонтального ствола 1 колонну НКТ 11 спускают до забоя 10, закрывают затрубную задвижку 12 и открывают межтрубную задвижку 14. В колонну НКТ 11 закачивают товарную нефть до ее появления на устье из межтрубного пространства 18, при этом товарная нефть вытесняет всю обратную эмульсию и продукты реакции кислотного состава с карбонатными породами из межтрубного пространства 18.

Затем производят посадку пакера 6, отсоединяют разъединитель 7, выполненный в виде левого переводника, путем вращения технологической колонны труб 8 против часовой стрелки и извлекают из скважины 2 технологическую колонну труб 8, при этом перфорированный хвостовик 4 остается в горизонтальном стволе 1 скважины 2 (см. фиг. 2). Далее оснащают скважину 2 эксплуатационным оборудованием (на фиг. 1 и 2 не показано) и запускают ее в работу.

Повышается эффективность обработки призабойной зоны горизонтального ствола скважины за счет поинтервальной обработки участков горизонтального ствола скважины. Поинтервальная обработка участков горизонтального ствола скважины позволяет равномерно обработать весь горизонтальный ствол независимо от разнородности карбонатной породы, которую вскрыл ствол как по составу, так и по строению, растворяя кольматант карбонатной породы по всей длине горизонтального ствола скважины, вследствие этого восстанавливается проницаемость призабойной зоны горизонтального ствола скважины.

Обратная эмульсия благодаря своей высокой вязкости качественно очищает горизонтальный ствол скважины от продуктов реакции кислотного состава с карбонатной породой и позволяет восстановить потенциальную продуктивность скважины.

Обработка открытого горизонтального ствола обратной эмульсией обеспечивает сохранение коллекторских свойств пласта после обработки, что позволяет кратно увеличить продолжительность эффекта от реализации способа до 6-12 мес в отличие от прототипа (1-2 мес).

Предлагаемый способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтального ствола скважины позволяет повысить эффективность воздействия кислотного состава на призабойную зону горизонтального ствола скважины, а также повысить качество выноса продуктов реакции с карбонатной породой и увеличить продолжительность эффекта от реализации способа.

Способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтального ствола скважины, включающий определение давления поглощения жидкости в открытом горизонтальном стволе скважины с обсаженной эксплуатационной колонной в вертикальной части, обработку открытого горизонтального ствола скважины жидкостью, обеспечивающей отсутствие поглощения, отличающийся тем, что после обработки открытого горизонтального ствола скважины жидкостью, обеспечивающей отсутствие поглощения, 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 в открытый горизонтальный ствол скважины 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, после чего на устье скважины верхний конец эксплуатационной колонны оборудуют затрубной задвижкой с устьевым сальником, верхний конец технологической колонны труб оборудуют межтрубной задвижкой с устьевым герметизатором, а на верхний конец колонны НКТ монтируют трубную задвижку, далее при открытых трубной и затрубной задвижках и закрытой межтрубной задвижке закачивают в затрубное пространство обратную эмульсию до появления обратной эмульсии на устье через колонну НКТ, закрывают затрубную задвижку и открывают межтрубную и трубную задвижки, после чего по колонне НКТ закачивают обратную эмульсию в межтрубное пространство до появления обратной эмульсии на устье скважины из межтрубного пространства, после чего закачку прекращают и закрывают межтрубную задвижку, а 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 при открытой межтрубной задвижке и вытесняют продукты реакции из горизонтального ствола в вертикальную часть, после чего перемещают колонну НКТ в следующий интервал, и технологические операции повторяют, начиная с закачки по колонне НКТ кислотного состава, 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, при этом перфорированный хвостовик оставляют в горизонтальном стволе скважины, далее оснащают скважину эксплуатационным оборудованием и запускают ее в работу.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны горизонтальных стволов скважин, вскрывших карбонатный коллектор.

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.

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

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

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 нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны горизонтальных стволов скважин, вскрывших карбонатный коллектор.

Изобретение относится к области технологии нефтедобычи, в особенности к способу добычи нефти из подземных нефтяных месторождений. Согласно способу проходят по меньшей мере одну нагнетательную скважину и по меньшей мере одну эксплуатационную скважину.
Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли и может быть использовано при разработке нефтяных залежей с подошвенной водой. Технический результат - повышение эффективности изоляции водопритока.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных терригенных или карбонатных продуктивных пластов скважинами с горизонтальным окончанием.

Изобретение относится к элементу, образующему инструмент как таковой или его компонент для скважин, предназначенный для извлечения углеводородных ресурсов, включая нефть и газ.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяной мало разведанной залежи. Техническим результатом является увеличение добычи нефти.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для воздействия на призабойную зону пласта и освоения скважин. Технический результат - упрощение устройства, повышение надежности его работы и повышение качества освоения скважины.

Изобретение относится к области разработки залежей жидких углеводородов, а именно к способам волнового воздействия на продуктивные пласты для интенсификации добычи и увеличения продуктивности участков залежей с трудноизвлекаемыми или блокированными запасами жидких углеводородов.

Изобретение относится к области разработки залежей полезных ископаемых, а именно к их интенсификации волновым воздействием. Задача изобретения - интенсификация добычи полезного ископаемого.

Группа изобретений относится к области добычи нефти с использованием добывающих скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами. Технический результат - повышение эффективности работы добывающей скважины.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны горизонтальных стволов скважин, вскрывших карбонатный коллектор.

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.

Наверх