Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам ремонтно-изоляционных работ. Может быть использовано для ликвидации заколонных перетоков в скважине, отключения пластов и герметизации эксплуатационных колонн. Технический результат изобретения заключается в повышении безопасности и эффективности РИР в скважине за счет увеличения тампонирующей способности тампонажного раствора, используемого в способе. Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине включает закачивание через насосно-компрессорные трубы - НКТ и продавку товарной нефтью в изолируемый интервал тампонажного раствора на основе микроцемента в дизельном топливе. В скважину спускают разбуриваемый пакер на колонне НКТ, осуществляют посадку пакера, предварительно в пространство между НКТ и стенками скважины закачивают высоковязкую гидрофобную эмульсию - ВГЭ с плотностью, большей, чем плотность жидкости в скважине. Тампонажный раствор дополнительно содержит поверхностно-активное вещество - ПАВ на основе мононенасыщенных жирных кислот и ПАВ на основе изомеров оксиэтилированных алкилфенолов, в качестве микроцемента используют тампонажный портландцемент, содержащий 95% частиц размером менее 15 мкм, при следующем соотношении компонентов, мас.ч.: микроцемент 100, дизельное топливо 60-85, ПАВ на основе мононенасыщенных жирных кислот 0,13-0,36, ПАВ на основе изомеров оксиэтилированных алкилфенолов 0,42-0,88. 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к способам ремонтно-изоляционных работ (РИР). Может быть использовано для ликвидации заколонных перетоков в скважине, отключения пластов и герметизации эксплуатационных колонн.

Известен способ ремонтно-изоляционных работ в скважине (патент RU №2139985, МПК Е21В 33/138, опубл. 20.10.1999 г., бюл. №29), включающий закачку тампонажного раствора для изоляции водопритоков в скважине, содержащего минеральное вяжущее и модифицированную ПАВ углеводородную жидкость, в качестве вяжущего содержит гипсоглиноземистый или напрягающий цемент при следующем соотношении компонентов, мас. %:

гипсоглиноземистый или напрягающий цемент 55-65
модифицированная ПАВ углеводородная жидкость остальное

Недостатком указанного способа является то, что при контакте тампонажного раствора с водой происходят быстрый набор вязкости и быстрое схватывание, в результате чего возникает риск аварийной ситуации при проведении работ в скважинах с использованием технологических жидкостей на водной основе.

Известен способ РИР в скважине, включающий закачивание тампонажного раствора, содержащего цемент, нефть и наполнитель (патент RU №2280758, МПК Е21В 33/138, опубл. 27.07.2006 г., бюл. №21). Состав дополнительно содержит анионный флокулянт Праестол и водопоглощающий полимер АК-639 при следующем соотношении компонентов, вес. ч.:

цемент 100
нефть 50
наполнитель 5
анионный флокулянт Праестол 0,1-0,2
водопоглощающий полимер АК-639 0,1

Недостатком известного способа является низкая проникающая способность тампонажного раствора, обусловленная тем, что используемый цемент по ГОСТ 1581-91 содержит частицы размером 30-60 мкм, что физически не позволяет им проникнуть в микротрещины.

Наиболее близким к данному предложению является способ ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах, включающий использование тампонажного раствора селективного действия, включающего этиловый спирт ортокремниевой кислоты - этилсиликат-40, дизельное топливо (ДТ), высоководопотребное тонкодисперсное вяжущее Микродур и сернокислый алюминий (сернокислый глинозем), при следующем соотношении компонентов, мас. %:

высоководопотребное тонкодисперсное
вяжущее Микродур 32,32-26,67
этилсиликат-40 19,38-47,99
дизельное топливо 43,93-18,13
сернокислый алюминий 4,37-7,21

(патент RU №2524595, МПК C09K 8/487, опубл. 27.07.2014 г., бюл. №21).

Недостатком известного способа является малое содержание основного вяжущего Микродура, увеличение его содержания более 32,32 мас. % приводит к загустеванию тампонажного раствора.

Технической задачей предложения является повышение безопасности и эффективности РИР в скважине за счет увеличения тампонирующей способности тампонажного раствора, используемого в способе.

Техническая задача решается способом ремонтно-изоляционных работ в скважине, включающим закачивание через насосно-компрессорные трубы - НКТ и продавку товарной нефтью в изолируемый интервал тампонажного раствора на основе микроцемента в дизельном топливе.

Новым является то, что в скважину спускают разбуриваемый пакер на колонне НКТ, осуществляют посадку пакера, предварительно в пространство между НКТ и стенками скважины закачивают высоковязкую гидрофобную эмульсию - ВГЭ с плотностью, большей, чем плотность жидкости в скважине, причем тампонажный раствор дополнительно содержит поверхностно-активное вещество - ПАВ на основе мононенасыщенных жирных кислот и ПАВ на основе изомеров оксиэтилированных алкилфенолов, в качестве микроцемента используют тампонажный портландцемент, содержащий 95% частиц размером менее 15 мкм, при следующем соотношении компонентов, мас. ч.:

микроцемент 100
дизельное топливо 60-85
ПАВ на основе мононенасыщенных жирных кислот 0,13-0,36
ПАВ на основе изомеров оксиэтилированных алкилфенолов 0,42-0,88

Ниже представлены реагенты, применяемые в заявляемом способе:

- микроцемент (минеральное вяжущее) - порошок от светло-серого до серого цвета, представляет собой портландцемент тампонажный, дополнительно тонко молотый до содержания 95% частиц размером менее 15 мкм;

- дизельное топливо по ГОСТ 305-82 или ГОСТ Р 52368-2005;

- ПАВ на основе мононенасыщенных жирных кислот - жидкость от прозрачного до коричневого цвета, представляет собой смесь на основе мононенасыщенных жирных кислот:

- температура застывания - в пределах 8-34°С;

- кислотное число - в пределах 185-200, мг КОН/г;

- массовая доля влаги - в пределах 0,5-2,0, %;

- ПАВ на основе изомеров оксиэтилированных алкилфенолов - жидкость от бесцветного до темно-коричневого цвета, представляет собой смесь на основе изомеров оксиэтилированных алкилфенолов в водном или водно-спиртовом растворе:

- плотность - в пределах 0,85-1,10 г/см3;

- показатель концентрации водородных ионов - в пределах 7-11;

- эмульгатор для приготовления ВГЭ - однородная подвижная жидкость темно-коричневого цвета, представляет собой раствор неионогенного ПАВ в углеводородных растворителях:

- температура застывания - не выше минус 25°С;

- плотность при 20°С - не менее 800 кг/м3;

- кинематическая вязкость при 20°С - не менее 4 сСт.

Сущность предлагаемого способа заключается в следующем.

При РИР в большинстве обводненных скважин в качестве технологической жидкости используют воду той или иной плотности (пресную или минерализованную плотностью от 1000 до 1190 кг/м3, в некоторых случаях плотность может быть выше). При реализации способа в скважину на колонне НКТ спускают разбуриваемый пакер и осуществляют его посадку над интервалом перфорации. Приподнимают посадочное устройство пакера для обеспечения возможности циркуляции над пакером. В мернике цементировочного агрегата готовят 2-3 м3 ВГЭ с плотностью, большей, чем плотность жидкости в скважине. В таблице в качестве примера возможности использования способа при разной плотности скважинной жидкости приведен состав ВГЭ разной плотности, превышающей плотность жидкости в скважине.

Готовят тампонажный раствор в установке УНБ-125×50СО или аналогичной, для чего в бункер для сухих минеральных вяжущих установки УНБ-125×50СО загружают микроцемент, а в смесительную емкость УНБ-125×50СО набирают ДТ и создают его перемешивание. В ДТ при постоянной циркуляции добавляют ПАВ на основе мононенасыщенных жирных кислот и ПАВ на основе изомеров оксиэтилированных алкилфенолов, перемешивают 10-15 мин. Далее в смесительную емкость установки УНБ-125×50СО с перемешиваемым ДТ и ПАВ постепенно из бункера установки УНБ-125×50СО шнеком-податчиком подают микроцемент. После подачи всего микроцемента в емкость перемешивают раствор 10-15 мин.

Закачивают в НКТ последовательно при открытой затрубной задвижке ВГЭ, буфер из пресной воды и нефть в объеме, обеспечивающем вытеснение всей ВГЭ из НКТ в пространство между НКТ и стволом скважины над пакером. Так как плотность ВГЭ выше плотности воды в скважине, она не всплывает, а располагается над пакером.

ВГЭ в межтрубном пространстве выполняет роль буфера между водой и цементным раствором. Раствор на основе микроцемента мгновенно загустевает при контакте с водой, но за счет наличия буфера из ВГЭ загустевание раствора не происходит, вследствие чего повышается безопасность работ. Использование в качестве буфера ВГЭ обусловлено тем, что внешней фазой для этого типа эмульсии является углеводородная жидкость, поэтому при контакте с тампонажным раствором гидратация цемента не происходит. Кроме того, готовят ВГЭ с различной плотностью, превышающей плотность обычно используемых технологических жидкостей на водной основе. Использование ВГЭ плотностью выше плотности жидкости в скважине позволяет размешать ВГЭ в нужном интервале ствола скважины. Наличие ВГЭ особенно важно, когда не весь запланированный объем тампонажного раствора удалось закачать в пласт, например, из-за роста давления при закачивании выше допустимого, и остатки тампонажного раствора приходится вымывать из скважины.

Состыковывают посадочное устройство с пакером. Закачивают тампонажный раствор в НКТ. Для продавливания тампонажного раствора в изолируемый интервал закачивают в колонну НКТ товарную нефть в объеме на 0,2 м3 меньше внутреннего объема колонны НКТ. Приподнимают посадочное устройство на 1-2 м выше пакера. Закачивая по межтрубному пространству воду, проводят контрольную промывку. Далее проводят полный подъем посадочного устройства пакера на колонне НКТ и оставляют скважину для отверждения тампонажного раствора в течение 48 ч.

Лабораторными исследованиями установлено, что для получения прокачиваемого тампонажного раствора на 1 т микроцемента (100 мас. ч.) оптимальным является содержание ДТ 0,6-0,85 т (60-85 мас. ч.). В ходе исследований было установлено, что в качестве углеводородной жидкости предпочтительнее использовать ДТ, нежели товарную нефть. Даже небольшое содержание воды в товарной нефти приводит к началу реакции гидратации микроцемента, вызывающей резкое загустевание раствора.

Опытным путем определили, что в состав тампонажного раствора должны входить ПАВ на основе мононенасыщенных жирных кислот и ПАВ на основе изомеров оксиэтилированных алкилфенолов. ПАВ на основе мононенасыщенных жирных кислот снижает вязкость тампонажного раствора, но при этом возникает следующая зависимость: при низком содержании ПАВ состав имеет высокую вязкость, а при высокой концентрации ПАВ - низкую степень образования цементного камня. Тампонажный раствор, содержащий только ПАВ на основе мононенасыщенных жирных кислот, при добавлении воды не отверждается или отверждается очень долго (более 2 сут), поэтому в тампонажный состав был включен ПАВ на основе изомеров оксиэтилированных алкилфенолов, который способствует замещению ДТ на воду и отверждению раствора.

Для получения тампонажного раствора на основе микроцемента в ДТ в лабораторных условиях было подобрано оптимальное соотношение компонентов, обеспечивающее прокачиваемость раствора и образование цементного камня. Уменьшение количества ПАВ на основе мононенасыщенных жирных кислот менее 0,13 мас. ч. увеличивало вязкость тампонажного раствора, а увеличение его количества свыше 0,36 мас. ч. приводило к снижению степени образования тампонажного камня. Уменьшение количества ПАВ на основе изомеров оксиэтилированных алкилфенолов менее 0,42 мас. ч. приводило к большому увеличению сроков отверждения тампонажного раствора, а увеличение его количества более 0,88 мас. ч. практически не оказывало влияние на сроки отверждения. Оптимальным является тампонажный раствор при следующем соотношении компонентов, мас. ч.:

микроцемент 100
ДТ 60-85
ПАВ на основе мононенасыщенных жирных кислот 0,13-0,36
ПАВ на основе изомеров оксиэтилированных алкилфенолов 0,42-0,88

Условная вязкость тампонажного раствора, замеренная на вискозиметре ВБР-1, при заявленном соотношении компонентов находится в пределах 35-45 с, такой раствор является прокачиваемым по НКТ.

Пример практического применения.

В скважине, эксплуатирующей бобриковский горизонт, через интервал перфорации 1209,2-1213,2 м при проведении геофизических исследований выявили наличие заколонного перетока из нижележащего водоносного пласта. Провели перфорацию специальных отверстий в интервале 1221-1224 м. В скважину на колонне НКТ спустили разбуриваемый пакер СТА-ЦК и посадили на глубине 1219 м. Расстыковали посадочное устройство с пакером, заменили весь объем скважинной жидкости на пресную воду. Приготовили 3 м3 ВГЭ, для этого в мерник цементировочного агрегата набрали 1,1 м3 нефти и 0,1 м3 эмульгатора и перемешали в течение 10 мин. Добавили в этот же мерник пластовую воду плотностью 1180 кг/м3 в объеме 1,8 м3 и перемешали в течение 40 мин до образования ВГЭ с плотностью 1050 кг/м3.

Набрали в смесительную емкость УНБ-125×50СО 1,4 м3 ДТ (77,8 мас. ч.). Создали в емкости установки УНБ-125×50СО перемешивание ДТ. В ДТ при постоянном перемешивании добавили 2,8 л ПАВ-1 (0,16 мас. ч.) и 9,8 л ПАВ-2 (0,54 мас. ч.), перемешали 15 мин. В смесительную емкость установки УНБ-125×50СО с непрерывно перемешиваемым ДТ подали постепенно из бункера шнеком-податчиком 1,8 т микроцемента (100 мас. ч.). После подачи всего микроцемента в емкость перемешивали раствор еще 15 мин, таким образом было приготовлено 2,1 м3 тампонажного раствора.

Закачали в НКТ последовательно при открытой затрубной задвижке приготовленный объем 3 м3 ВГЭ; 1,0 м3 пресной воды и 3 м3 товарной нефти, при этом ВГЭ вывели в межтрубное пространство. Состыковали посадочное устройство с пакером. Закачали в НКТ последовательно 2,1 м3 тампонажного раствора и 3,5 м3 товарной нефти. Приподняли посадочное устройство на 2 м выше пакера. Закачиванием по межтрубному пространству пресной воды в объеме 5,4 м3 произвели контрольную промывку до чистой воды. Подняли посадочное устройство пакера на НКТ из скважины полностью. Оставили скважину для отвержения тампонажного раствора в течение 48 ч. Далее разбурили пакер и цементный мост под пакером. Провели повторные геофизические исследования, по результатам которых установили, что заколонный переток ликвидирован.

Приготовленный по предлагаемому способу тампонажный раствор содержит в одинаковом объеме гораздо больше микроцемента, чем наиболее близкий аналог. Поэтому он заведомо обладает более высокой тампонирующей способностью, и, следовательно, обеспечивает более высокую эффективность работ. При этом он имеет низкую вязкость, позволяющую его прокачивать в НКТ при тампонажных работах. Раствор на основе микроцемента мгновенно загустевает при контакте с водой, но за счет наличия буфера из ВГЭ загустевание раствора не происходит, вследствие чего повышается безопасность проведения работ.

Таким образом, предлагаемый способ позволяет решить задачу повышения безопасности и эффективности ликвидации заколонных перетоков в скважине, отключения пластов и герметизации эксплуатационных колонн за счет увеличения тампонирующей способности тампонажного раствора, используемого в способе.

Способ ремонтно-изоляционных работ в скважине, включающий закачивание через насосно-компрессорные трубы - НКТ и продавку товарной нефтью в изолируемый интервал тампонажного раствора на основе микроцемента в дизельном топливе, отличающийся тем, что в скважину спускают разбуриваемый пакер на колонне НКТ, осуществляют посадку пакера, предварительно в пространство между НКТ и стенками скважины закачивают высоковязкую гидрофобную эмульсию - ВГЭ с плотностью, большей, чем плотность жидкости в скважине, причем тампонажный раствор дополнительно содержит поверхностно-активное вещество - ПАВ на основе мононенасыщенных жирных кислот и ПАВ на основе изомеров оксиэтилированных алкилфенолов, в качестве микроцемента используют тампонажный портландцемент, содержащий 95% частиц размером менее 15 мкм, при следующем соотношении компонентов, мас.ч.:

микроцемент 100
дизельное топливо 60-85
ПАВ на основе мононенасыщенных жирных кислот 0,13-0,36
ПАВ на основе изомеров оксиэтилированных алкилфенолов 0,42-0,88



 

Похожие патенты:
Настоящее изобретение относится к схватываемой композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости, содержащей гидравлический цемент, цементную пыль, воду, добавку, замедляющую схватывание, и ускоритель схватывания цемента; при этом схватываемая композиция свободна от микросфер и сохраняет удобное для перекачивания насосом текучее состояние в течение, по меньшей мере, около одного дня; при этом ускоритель схватывания цемента присутствует в составе схватываемой композиции с увеличенным временем сохранения прокачиваемости в количестве от примерно 0,1 до примерно 4 вес.%, причем ускоритель схватывания цемента содержит по меньшей мере две добавки, выбранные из группы, в которую входят хлорид кальция, формиат цинка и ацетат кальция.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважину с использованием жидкого стекла, и может быть использовано для изоляции краевой или нагнетаемой системой поддержания пластового давления воды, а также ликвидации конуса обводнения.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, в частности к области в условиях соленосных отложений с присутствием сероводорода, а именно к сероводородостойким тампонажным растворам, используемым для крепления обсадных колонн, установки отсекающих мостов и создании флюидоупорных изоляционных покрышек.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности при глушении нефтяных и газовых скважин. Технический результат изобретения заключается в разработке вязкоупругого состава для глушения нефтяных и газовых скважин, обеспечивающего сохранение фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов, который способствует повышению эффективности глушения нефтяных и газовых скважин.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для проведения ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах. Техническим результатом изобретения является повышения долговечности и надежности слоя тампонажного материала, образовавшегося после отверждения на поверхности стенок обрабатываемой скважины.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к ремонтно-изоляционным работ в скважинах с применением тампонажных составов. Технический результат предложенного изобретения заключается в повышение эффективности ремонтно-изоляционных работ в скважине за счет использования тампонажного состава с более высокой герметизирующей способностью.

Изобретение относится к применению композиции ускорителя схватывания для неорганических связующих веществ, которая содержит по меньшей мере один водорастворимый гребенчатый полимер, включает структурные единицы (мет)акриловой кислоты, малеиновой кислоты, полиалкиленгликольвиниловых эфиров, полиалкиленгликольаллиловых эфиров и полиалкиленгликолевых эфиров (мет)акриловой кислоты и частицы гидрата силиката кальция при цементировании буровых нефтяных и газовых скважин в областях вечной мерзлоты и в шельфовой зоне, причем гребенчатый полимер представляет собой сополимер, который на основной цепи имеет боковые цепи, включающие полиэфирные функциональные группы, а также кислотные функциональные группы, а частицы гидрата силиката кальция являются менее чем 5 мкм, преимущественно менее чем 1 мкм, более предпочтительно менее чем 500 нм, особенно предпочтительно менее чем 200 нм и в особенности менее чем 100 нм.

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 горной промышленности, а именно к способам получения тампонажных составов для гидроизоляции сооружений в породах водорастворимых солей. Технический результат изобретения заключается в получении тампонажного состава, повышающего надежность гидроизоляции подземных сооружений в условиях водорастворимых солей за счет гидроизоляции поверхности сооружения в широком диапазоне регулируемого времени, температуры и степени минерализации воды.

Изобретение относится к способу и к композиции, используемым в операциях цементирования, в том числе к способу цементирования, который может включать обеспечение отверждаемой композиции, содержащей волластонит, пемзу, известь и воду, причем в упомянутой композиции волластонит может присутствовать в количественном диапазоне от примерно 25% до примерно 75% от общей массы волластонита и пемзы, а пемза может присутствовать в количественном диапазоне от примерно 25% до примерно 75% от общей массы волластонита и пемзы.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи неоднородных по проницаемости пластов и снижения обводненности добывающих скважин на поздней стадии разработки нефтяной залежи.

Предложенное изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к микробиологическим способам разработки нефтяных пластов. Технический результат заявленного изобретения заключается в повышении эффективности микробиологического воздействия на пласт и увеличения охвата пласта, снижении обводненности.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных месторождений и добыче нефти, и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи пластов.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, в частности к мицеллярным растворам для извлечения нефти из пластов. Технический результат - повышение интенсификации добычи нефти повышенной и высокой вязкости из нефтенасыщенной части продуктивного пласта и ограничение водопритока из водонасыщенной части этого же пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке карбонатных нефтяных пластов. Технический результат - увеличение нефтеотдачи пласта и снижение обводненности добываемой продукции.

Группа изобретений относится к области техники, связанной с использованием раствора(ов) на основе полимеров в подземных пластах месторождений, в частности в методах повышения нефтеотдачи пласта.

Изобретение относится к частицам расклинивающего наполнителя для гидравлического разрыва подземного пласта. Способ изготовления частиц расклинивающего наполнителя включает изготовление суспензии керамического сырьевого материала, включающей реагент, содержащий полисахарид, характеризующейся содержанием твердой фазы приблизительно от 25 до 75 вес.%, формирование капель суспензии пропусканием суспензии через сопло при подвергании ее вибрации, при скорости пропускания приблизительно от 0,2 до 3 кг/ч, приведение капель суспензии в контакт с поверхностью жидкости, содержащей коагулянт, извлечение капель из жидкости, высушивание капель с образованием отформованных гранул и спекание гранул в температурном интервале с формированием частиц расклинивающего наполнителя.

Изобретение относится к жидкостям для бурения и обслуживания скважин. Способ обработки зоны подземного пласта, вскрытого с помощью буровой скважины, включает использование маслянистой сшивающей жидкой композиции, содержащей маслянистую жидкость, суспендирующий агент, представляющий собой глину или филлосиликатный материал, поверхностно-активное вещество и борсодержащий сшивающий агент, где маслянистая жидкость представляет собой углеводородное масло с температурой вспышки 70°C - 300°C и содержит 0,1% от максимальной массы ароматических углеводородов, выбранных из бензола, толуола, этилбензола и м-, о- и п-ксилолов (ВТЕХ) и алкилзамещенных бензольных компонентов, получение жидкости для обработки пласта, состоящей из воды, гелеобразующего агента и маслянистой сшивающей жидкой композиции, и введение указанной жидкости для обработки пласта в зону внутри буровой скважины, вскрывающей подземный пласт, маслянистая сшивающая жидкая композиция содержит от 0 до менее 5 ppb бензола, от 0 до менее 1000 ppb толуола, от 0 до менее 700 ppb этилбензола, и от 0 до менее 10000 ppb ксилола, и от 0 до менее 1000 ppb алкилзамещенных бензольных компонентов, включая С2- и С3-бензолы, определенных с применением метода испытаний ЕРА SW 8260.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для увеличения нефтеотдачи пластов, сложенных карбонатными коллекторами гидрофобными или со смешанной смачиваемостью.
Предлагаемое изобретение относится к области технологических процессов и может быть использовано в горном деле для интенсификации добычи тяжелых высоковязких нефтей, а также в химической, лакокрасочной, текстильной промышленности.

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.
Наверх