Способ разработки карбонатного нефтяного пласта (варианты)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки карбонатных нефтяных пластов. Технический результат изобретения заключается в увеличении нефтеизвлечения за счет повышения охвата пласта воздействием, подключении в разработку ранее неохваченных нефтенасыщенных пропластков, увеличении фильтрационных свойств матрицы карбонатного коллектора, а также расширение технологических возможностей способа. Способы разработки карбонатного нефтяного пласта включают водоизоляционные работы в добывающих скважинах нагнетанием тампонирующего состава с последующей обработкой призабойной зоны скважины кислотным составом, технологическую выдержку, освоение скважины. По первому варианту новым является то, что в качестве тампонирующего состава для водоизоляционных работ используют состав, включающий ксантан, полиакриламид - ПАА, ацетат хрома и пресную воду, при следующем содержании компонентов, мас. %:ксантан 0,1-1,5, ПАА 0,1-1,0, ацетат хрома 0,01-1,0, пресная вода остальное. При этом указанный состав продавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности жидкости глушения скважины, оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 96-240 ч, затем проводят обработку призабойной зоны кислотным составом, в качестве кислотного состава используют состав, включающий ингибированную соляную кислоту, сульфаминовую кислоту, уксуснокислый аммоний, оксиэтилированный алкилфенол и пресную воду, при следующем содержании компонентов, мас. %: ингибированная соляная кислота 0-80,0, сульфаминовая кислота 1,0-15,0, уксуснокислый аммоний 1,0-6,0, оксиэтилированный алкилфенол 0,01-1,0, пресная вода остальное. После кислотной обработки оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 2-24 ч и осваивают скважину. 2 н.п. ф-лы, 1 табл.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки карбонатных нефтяных пластов.

Известен способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта (пат. RU №2395682, МПК Е21В 43/27, опубл. 27.07.2010 г., Бюл. №21), включающий закачку в пласт кислотной системы, технологическую выдержку скважины, введение скважины в эксплуатацию, при этом производят очистку скважины и коллектора призабойной зоны от асфальтосмолопарафиновых отложений промывкой взаимным растворителем или смесью его и сложного эфира уксусной кислоты, после закачки кислотной системы осуществляют продавку их в пласт.

Недостатком способа является неэффективное воздействие на низкопроницаемые нефтяные зоны пласта вследствие проникновения кислоты в высокопроницаемые зоны и расхода кислоты на обработку промытых высокопроницаемых пропластков.

Известен способ ограничения водопритока в добывающей скважине (пат. RU №2347897, МПК Е21В 43/22, опубл. 27.02.2009 г., Бюл. №6), включающий закачку в пласт гелеобразующего состава, содержащего, мас. %: ксантан - 0,05-0,5, полиакриламид или эфир целлюлозы - 0,025-2,0, щелочь - 0,005-0,1, бактерицид - 0,03-0,3, ацетат хрома - 0,005-0,2, вода - остальное. Соотношение ксантана к полиакриламиду или к эфиру целлюлозы составляет от 1:0,25 до 1:10, причем до и после гелеобразующего состава в пласт закачивают оторочки щелочного раствора.

Недостатком данного способа является снижение продуктивности добывающих скважин из-за отсутствия интенсификации притока нефти из низкопроницаемых нефтяных пропластков.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки нефтяной залежи (патент RU №2204703, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.05.2003 г., Бюл. №14), включающий водоизоляционные работы в добывающих скважинах нагнетанием тампонирующего реагента селективного действия с последующей обработкой призабойной зоны скважины кислотным составом.

Достоинством способа является увеличение нефтеизвлечения за счет снижения обводненности добывающих скважин с одновременной интенсификацией притока добываемой продукции.

Недостатками известного способа являются недостаточное повышение охвата пласта воздействием, высокий риск необратимого ухудшения фильтрационно-емкостных свойств коллектора.

Техническими задачами изобретения являются увеличение нефтеизвлечения за счет повышения охвата пласта воздействием, подключение в разработку ранее неохваченных нефтенасыщенных пропластков, увеличение фильтрационных свойств матрицы карбонатного коллектора, а также расширение технологических возможностей способа.

Технические задачи решаются способом разработки карбонатного нефтяного пласта, включающим водоизоляционные работы в добывающих скважинах нагнетанием тампонирующего состава с последующей обработкой призабойной зоны скважины кислотным составом, технологическую выдержку, освоение скважины.

По первому варианту новым является то, что в качестве тампонирующего состава для водоизоляционных работ используют состав, включающий ксантан, полиакриламид - ПАА, ацетат хрома и пресную воду, при следующем содержании компонентов, мас. %:

ксантан 0,1-1,5
ПАА 0,1-1,0
ацетат хрома 0,01-1,0
пресная вода остальное

при этом указанный состав продавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности жидкости глушения скважины, оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 96-240 ч, затем проводят обработку призабойной зоны кислотным составом, в качестве кислотного состава используют состав, включающий ингибированную соляную кислоту, сульфаминовую кислоту, уксуснокислый аммоний, оксиэтилированный алкилфенол и пресную воду, при следующем содержании компонентов, мас. %:

ингибированная соляная кислота 0-80,0
сульфаминовая кислота 1,0-15,0
уксуснокислый аммоний 1,0-6,0
оксиэтилированный алкилфенол 0,01-1,0
пресная вода остальное

после кислотной обработки оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 2-24 ч и осваивают скважину.

По второму варианту новым является то, что в качестве тампонирующего состава для водоизоляционных работ используют состав, включающий ацетоноформальдегидную смолу - АЦФ, полиакриламид - ПАА, гидроксид натрия и пресную воду, при следующем содержании компонентов, мас. %:

АЦФ 20,0-40,0
ПАА 0,0-0,5
гидроксид натрия 0,5-2,0
пресная вода остальное

при этом указанный состав продавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности жидкости глушения скважины, оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 24-240 ч, затем проводят обработку призабойной зоны кислотным составом, в качестве кислотного состава используют состав, включающий ингибированную соляную кислоту, сульфаминовую кислоту, уксуснокислый аммоний, оксиэтилированный алкилфенол и пресную воду, при следующем содержании компонентов, мас. %:

ингибированная соляная кислота 0-80,0
сульфаминовая кислота 1,0-15,0
уксуснокислый аммоний 1,0-6,0
оксиэтилированный алкилфенол 0,01-1,0
пресная вода остальное

после кислотной обработки оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 2-24 ч и осваивают скважину.

Для приготовления тампонирующих составов используют следующие реагенты:

- ксантан - экзополисахарид микробного происхождения;

- ПАА - синтетический водорастворимый полимер с молекулярной массой (5-15)⋅106 D импортного или отечественного производства;

- ацетат хрома - жидкость темно-зеленого цвета с запахом уксусной кислоты и массовой долей трехвалентного хрома не менее 10,2%;

- АЦФ - вязкая жидкость от светло-желтого до коричневого цвета с массовой долей сухого вещества не менее 75% и массовой долей свободного формальдегида не более 1,5% импортного или отечественного производства;

- гидроксид натрия (натр едкий технический), выпускаемый по ГОСТ Р 55064;

- воду техническую пресную.

Для приготовления кислотного состава используют следующие реагенты:

- ингибированную соляную кислоту, представляющую собой жидкость от бесцветного до желтого цвета с плотностью 1108-1119 кг/м3 и массовой долей хлористого водорода 22-24%;

- сульфаминовую кислоту, представляющую собой белые негигроскопические кристаллы без запаха с молекулярной массой 97,1;

- уксуснокислый аммоний, представляющий собой белые кристаллы, хорошо растворяется в пресной воде, стабилизирует ионы трехвалентного железа;

- оксиэтилированный алкилфенол - неионогенное поверхностно-активное вещество;

- воду техническую пресную.

Сущность способа заключается в следующем.

Первый вариант

При разработке нефтяного пласта, представленного карбонатным коллектором, выполняют геофизические и гидродинамические исследования, предварительно определяют толщину перфорированного пласта, обводненность добываемой продукции, начальный дебит скважины по нефти, рассчитывают максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну, определяют объемы закачки тампонирующих и кислотных составов в зависимости от толщины перфорированного пласта: объем тампонирующего состава составляет 3-5 м3 на один метр вскрытой толщины пласта, объем кислотного состава составляет 1-3 м3 на один метр вскрытой толщины пласта.

Способ осуществляют в два этапа. Закачку составов в пласт проводят с использованием установки КУДР или насосных агрегатов.

На первом этапе осуществляют закачку тампонирующего состава, при следующем содержании компонентов, мас. %: ксантан 0,1-1,5, ПАА - 0,1-1,0, ацетат хрома - 0,01-1,0, пресная вода - остальное.

Приготовление тампонирующего состава производят непосредственно на устье скважины путем смешения реагентов. В емкость насосного агрегата набирают из автоцистерны раствор полимеров (ксантан+ПАА), предварительно приготовленный на химической базе, добавляют пресную воду и ацетат хрома. Перемешивание состава осуществляют в мерной емкости насосного агрегата в течение времени, достаточного для получения однородного состава (10-15 мин). Степень однородности состава определяют визуально.

Приготовленный состав насосным агрегатом закачивают по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) через добывающую скважину в пласт. Приготовление и закачку тампонирующего состава повторяют до запланированных объемов.

Указанный состав продавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности жидкости глушения скважины, и оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 96-240 ч.

Из-за трещинно-порового строения карбонатных коллекторов в добывающих скважинах происходит преждевременный прорыв воды по высокопроницаемым каналам и трещинам, нефть блокируется в матрице карбонатной породы, вследствие чего добываемая продукция обводняется и снижается добыча нефти. Закачка тампонирующего состава позволяет создать водонепроницаемый блокирующий «экран» в обводненных трещинах пласта, способный выдержать напор воды пласта после проведения водоизоляционных работ и препятствующий поступлению воды в добывающую скважину. Время реагирования (создания водонепроницаемого «экрана») составляет 96-240 ч. При взаимодействии компонентов тампонирующего состава происходит структурирование молекул полимеров путем образования внутри- и межмолекулярных связей за счет реакции функциональных групп полимеров с ацетатом хрома.

На втором этапе закачивают кислотный состав при следующем содержании компонентов, мас. %: ингибированная соляная кислота - 0-80,0, сульфаминовая кислота - 1,0-15,0, уксуснокислый аммоний - 1,0-6,0, оксиэтилированный алкилфенол - 0,01-1,0, пресная вода - остальное. Кислотный состав предварительно готовят на химической базе путем смешения реагентов с последующим перемешиванием до однородного состояния.

Закачка в пласт кислотного состава за счет растворения карбонатной породы при реакции с кислотой позволяет улучшить фильтрационные свойства низкопроницаемых нефтяных зон пласта, интенсифицировать приток нефти.

Кислотный состав продавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности жидкости глушения скважины.

Освоение скважины проводят через 2-24 ч (время реагирования кислотного состава с породой). Определяют обводненность добываемой продукции и дебит скважины по нефти.

Второй вариант

При разработке нефтяного пласта, представленного карбонатным коллектором, выполняют геофизические и гидродинамические исследования, предварительно определяют толщину перфорированного пласта, обводненность добываемой продукции, начальный дебит скважины по нефти, рассчитывают максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну, определяют объемы закачки тампонирующих и кислотных составов в зависимости от толщины перфорированного пласта: объем тампонирующего состава составляет 3-5 м3 на один метр вскрытой толщины пласта, объем кислотного состава составляет 1-3 м3 на один метр вскрытой толщины пласта.

Способ осуществляют в два этапа. Закачку составов в пласт осуществляют с использованием установки КУДР или насосных агрегатов.

На первом этапе осуществляют закачку тампонирующего состава при следующем содержании компонентов, мас. %: АЦФ - 20,0-40,0, ПАА - 0,0-0,5, гидроксид натрия - 0,5-2,0, пресная вода - остальное.

Приготовление тампонирующего состава производят непосредственно на устье скважины путем смешения реагентов. В емкость насосного агрегата набирают из автоцистерны АЦФ с раствором полимера, предварительно приготовленного на химической базе, добавляют пресную воду и отвердитель - раствор гидроксида натрия. Перемешивание состава осуществляют в мерной емкости насосного агрегата в течение времени, достаточного для получения однородного состава (10-15 мин). Степень однородности композиции определяется визуально.

Приготовленный состав насосным агрегатом закачивают по колонне НКТ через добывающую скважину в пласт. Приготовление и закачку тампонирующего состава повторяют до запланированных объемов.

Указанный состав продавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности жидкости глушения скважины, и оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 24-240 ч.

Создание водонепроницаемого «экрана» для снижения обводненности добывающих скважин по второму варианту реализуется за счет отверждения АЦФ под действием гидроксида натрия. Время реагирования (создания водонепроницаемого «экрана») составляет 24-240 ч. При взаимодействии компонентов тампонирующего состава происходит структурирование молекул АЦФ и ПАА путем образования внутри- и межмолекулярных связей под действием гидроксида натрия.

На втором этапе закачивают кислотный состав при следующем содержании компонентов, мас. %: ингибированная соляная кислота - 0-80,0, сульфаминовая кислота - 1,0-15,0, уксуснокислый аммоний - 1,0-6,0, оксиэтилированный алкилфенол - 0,01-1,0, пресная вода - остальное. Кислотный состав предварительно готовят на химической базе путем смешения реагентов с последующим перемешиванием до однородного состояния.

Кислотный состав продавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности жидкости глушения скважины.

Освоение скважины проводят через 2-24 ч (время реагирования кислотного состава с породой). Определяют обводненность добываемой продукции и дебит скважины по нефти.

Примеры конкретного выполнения

Пример 1 (по первому варианту)

В качестве объекта опытно-промышленных работ выбрана добывающая скважина, вскрывшая два пропластка карбонатных отложений каширского горизонта. Вскрытая перфорацией толщина пропластков - 3,4 м и 7,6 м соответственно. Абсолютная проницаемость пропластков - 112,6 мкм2 и 43,5 мкм2, нефтенасыщенность - 72% и 48,4% соответственно. Начальный дебит скважины по жидкости до обработки - 14 м3/сут, дебит по нефти - 2,9 т/сут, обводненность скважинной продукции - 78%. Забойное давление составляет 3,3 МПа при пластовом давлении 5,5 МПа. Максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну - 9,0 МПа. Исходя из общей вскрытой толщины пласта рекомендованный объем тампонирующего состава составляет 33-55 м3, объем кислотного состава - 11-33 м3.

Тампонирующий состав включает реагенты при следующем содержании компонентов, мас. %: ксантан - 0,5 (0,2 т), ПАА - 0,1 (0,04 т), ацетат хрома - 0,1 (0,04 т), пресная вода - 99,3 (39,72 т).

Кислотный состав включает реагенты при следующем содержании компонентов, мас. %: ингибированная соляная кислота - 50 (7,5 т), сульфаминовая кислота - 5 (0,75 т), уксуснокислый аммоний - 3 (0,45 т), оксиэтилированный алкилфенол - 0,5 (0,075 т), пресная вода - 41,5 (6,225 т).

Тампонирующий состав готовят следующим образом.

Приготовление состава производят непосредственно на устье скважины путем смешения реагентов. В емкость насосного агрегата (объем емкости насосного агрегата составляет 5 м3) набирают из автоцистерны раствор полимеров, предварительно приготовленный на химической базе (ксантан - 0,025 т, ПАА - 0,005 т, пресная вода 2,470 м3), добавляют воду - 2,495 м3 и ацетат хрома - 0,005 т. Перемешивание состава осуществляют в мерной емкости насосного агрегата в течение времени, достаточного для получения однородного состава (15 мин).

Приготовленный состав насосным агрегатом закачивают по колонне HKT через добывающую скважину в пласт. Цикл приготовления и закачки тампонирующего состава (40 м3) повторяют 8 раз.

После последнего цикла указанный состав продавливают в пласт технологической жидкостью - нефтью (плотностью 890 кг/м3, объемом 6 м3), оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 96 ч.

Затем закачивают кислотный состав в объеме 15 м3 с помощью кислотного агрегата. Кислотный состав предварительно готовят на химической базе путем смешения реагентов с последующим перемешиванием до однородного состояния.

Производят продавку кислотного состава в пласт нефтью (плотностью 890 кг/м3, объемом 6 м3), оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 2 ч.

После окончания закачки запланированного объема тампонирующего (40 м3) и кислотного (15 м3) составов с последующей технологической выдержкой осваивают скважину. Через 15 дней проводят исследования по определению дебита добывающей скважины по нефти и обводненность добываемой продукции.

Результаты исследований показывают, что дебит добывающей скважины по нефти увеличился от 2,9 т/сут до 7,84 т/сут, обводненность скважинной продукции снизилась от 78% до 40% (пример 1, табл. 1).

Остальные примеры осуществления способа разработки нефтяного пласта по первому варианту выполняют аналогично, их результаты приведены в табл. 1 (примеры 1-20).

Пример 2 (по второму варианту)

В качестве объекта опытно-промышленных работ выбрана добывающая скважина, вскрывшая три пропластка карбонатных отложений фаменского горизонта. Вскрытая перфорацией толщина пропластков - 2,4 м, 3,4 м и 2,6 м соответственно. Абсолютная проницаемость пропластков - 112,6 мкм2, 178 мкм2 и 43,5 мкм2, нефтенасыщенность - 72%, 41% и 48,6% соответственно. Начальный дебит скважины по жидкости до обработки - 14,8 м3/сут, дебит по нефти - 3,6 т/сут, обводненность скважинной продукции - 74%. Забойное давление составляет 4,3 МПа при пластовом давлении 6,0 МПа. Максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну - 10,0 МПа. Исходя из общей вскрытой толщины пласта рекомендованный объем тампонирующего состава составляет 25,2-42 м3, объем кислотного состава - 8,4-25,2 м3.

Тампонирующий состав включает реагенты при следующем содержании компонентов, мас. %: АЦФ - 30,0 (9 т), гидроксид натрия - 1,5 (0,45 т), пресная вода - 68,5 (20,55 т).

Кислотный состав включает реагенты при следующем содержании компонентов, мас. %: ингибированная соляная кислота - 30 (4,5 т), сульфаминовая кислота - 10 (1,5 т), уксуснокислый аммоний - 4 (0,6 т), оксиэтилированный алкилфенол - 0,5 (0,075 т), пресная вода - 55,5 (8,325 т).

Тампонирующий состав готовят следующим образом.

Приготовление состава производят непосредственно на устье скважины путем смешения реагентов. В емкость насосного агрегата (объем емкости насосного агрегата составляет 5 м3) набирают из автоцистерны АЦФ (1,5 т) и раствор гидроксида натрия, предварительно приготовленный на химической базе (гидроксид натрия - 0,075 т, вода - 0,675 т), добавляют пресную воду - 2,7 т. Перемешивание состава осуществляют в мерной емкости насосного агрегата в течение времени, достаточного для получения однородного состава (15 мин).

Приготовленный состав насосным агрегатом закачивают по колонне НКТ через добывающую скважину в пласт. Цикл приготовления и закачки тампонирующего состава (30 м3) повторяют 6 раз.

После последнего цикла указанный состав продавливают в пласт технологической жидкостью - нефтью (плотностью 886 кг/м3, объемом 6 м3), оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 24 ч.

Затем закачивают кислотный состав в объеме 15 м3 с помощью кислотного агрегата. Кислотный состав предварительно готовят на химической базе путем смешения реагентов с последующим перемешиванием до однородного состояния.

Производят продавку кислотного состава в пласт нефтью (плотностью 886 кг/м3, объемом 6 м3), оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 2 ч.

После окончания закачки запланированного объема тампонирующего (30 м3) и кислотного (15 м3) составов с последующей технологической выдержкой осваивают скважину. Через 15 дней проводят исследования по определению дебита добывающей скважины по нефти и обводненности добываемой продукции.

Результаты исследований показывают, что дебит добывающей скважины по нефти увеличился от 3,6 т/сут до 6,9 т/сут, обводненность скважинной продукции снизилась от 74% до 39% (пример 21, табл. 1).

Остальные примеры осуществления способа разработки нефтяного пласта по второму варианту выполняют аналогично, их результаты приведены в табл. 1 (примеры 21-40).

Предлагаемый способ позволяет эффективно снизить обводненность продукции на 17-38% и увеличить дебит добывающей скважины по нефти в 1,33-3,78 раза.

Таким образом, предлагаемый способ разработки карбонатного нефтяного пласта позволяет:

- повысить охват пласта воздействием;

- подключить в разработку ранее неохваченные нефтенасыщенные пропластки;

- увеличить фильтрационные свойства матрицы карбонатного коллектора;

- расширить технологические возможности способа.

1. Способ разработки карбонатного нефтяного пласта, включающий водоизоляционные работы в добывающих скважинах нагнетанием тампонирующего состава с последующей обработкой призабойной зоны скважины кислотным составом, отличающийся тем, что в качестве тампонирующего состава для водоизоляционных работ используют состав, включающий ксантан, полиакриламид - ПАА, ацетат хрома и пресную воду, при следующем содержании компонентов, мас. %:

ксантан 0,1-1,5
ПАА 0,1-1,0
ацетат хрома 0,01-1,0
пресная вода остальное

при этом указанный состав продавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности жидкости глушения скважины, оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 96-240 ч, затем проводят обработку призабойной зоны кислотным составом, в качестве кислотного состава используют состав, включающий ингибированную соляную кислоту, сульфаминовую кислоту, уксуснокислый аммоний, оксиэтилированный алкилфенол и пресную воду, при следующем содержании компонентов, мас. %:

ингибированная соляная кислота 0-80,0
сульфаминовая кислота 1,0-15,0
уксуснокислый аммоний 1,0-6,0
оксиэтилированный алкилфенол 0,01-1,0
пресная вода остальное

после кислотной обработки оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 2-24 ч и осваивают скважину.

2. Способ разработки карбонатного нефтяного пласта, включающий водоизоляционные работы в добывающих скважинах нагнетанием тампонирующего состава с последующей обработкой призабойной зоны скважины кислотным составом, отличающийся тем, что в качестве тампонирующего состава для водоизоляционных работ используют состав, включающий ацетоноформальдегидную смолу - АЦФ, ПАА, гидроксид натрия и пресную воду, при следующем содержании компонентов, мас. %:

АЦФ 20,0-40,0
ПАА 0,0-0,5
гидроксид натрия 0,5-2,0
пресная вода остальное

при этом указанный состав продавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности жидкости глушения скважины, оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 24-240 ч, затем проводят обработку призабойной зоны кислотным составом, в качестве кислотного состава используют состав, включающий ингибированную соляную кислоту, сульфаминовую кислоту, уксуснокислый аммоний, оксиэтилированный алкилфенол и пресную воду, при следующем содержании компонентов, мас. %:

ингибированная соляная кислота 0-80,0
сульфаминовая кислота 1,0-15,0
уксуснокислый аммоний 1,0-6,0
оксиэтилированный алкилфенол 0,01-1,0
пресная вода остальное

после кислотной обработки оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 2-24 ч и осваивают скважину.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) двух пластов. Установка содержит спускаемые в обсадную трубу на колонне насосно-компрессорных труб центробежный насос с приемным модулем и электроприводом, пакером и регулировочное устройство, обеспечивающее перепуск флюида одного из пластов для смешения продукции пластов перед подъемом на дневную поверхность.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли, к технологическим жидкостям, в частности к жидкостям для глушения скважин. Жидкость содержит 2,0-70,0 мас.% неорганических солей или их смесей или гидратов этих солей, 0-20,0 мас.% дисперсной фазы, 0,2-20,0 мас.% полимерной композиции SCA-214, 0,02-2,0 мас.% поверхностно-активного вещества (ПАВ) и воду.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к глушению нефтяных скважин. Технический результат заключается в повышении надежности глушения нефтяных скважин и блокирования призабойной зоны продуктивного пласта в условиях ММП без их растепления.

Изобретение относится к нефтедобыче и предназначено для транспортировки среды на поверхность через ствол скважины. Технический результат – повышение надежности работы устройства.

Изобретение относится к добыче нефти и может быть применено для одновременно-раздельной закачки агента в нефтеносные пласты одной скважиной. Внутрискважинное устройство содержит смонтированные на колонне насосно-компрессорных труб пакеры и блок регулирования потоков и учета расхода закачиваемого агента телемеханической системы, включающий дроссельные клапаны, объединенные блоком электроприводов, датчики телеметрии и расходомер, последние размещены в герметичных полостях гильз, параллельно расположенных в герметичном корпусе, ограниченном снизу прямоточной многоканальной муфтой, и связаны геофизическим кабелем, пропущенным через устьевую запорную арматуру, с контрольно-измерительными приборами на станции управления.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам ограничения водопритока в скважине с использованием водонабухающих полимеров, и может быть использовано при проведении водоизоляционных работ для ограничения притока подошвенной, законтурной или закачиваемой воды, поступающей по высокопроницаемым пропласткам или трещинам.

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.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может найти применение при разработке газонефтяных залежей, где добыча нефти сопряжена с высоким риском прорыва газа из газовой шапки.

Изобретение относится к способам определения момента постановки скважин на ремонт и может быть использовано в газовой и нефтяной промышленности. Техническим результатом является определение оптимального момента постановки скважины на ремонт.

Изобретение относится к области бурения и заканчивания скважин. Компоновка со счетчиком для селективного захвата пробок включает в себя управляемый компонент.

Изобретение относится к способу разработки нефтяных месторождений, а именно к способу обработки призабойной зоны пласта, в частности к способу снижения обводненности скважинной продукции нефтяных добывающих скважин, и может быть применено на карбонатных или терригенных с карбонатным типом цемента коллекторах.

Изобретение относится к цементным композициям и способам использования цементных композиций с замедленным схватыванием в подземных формациях. Способ цементирования в подземных формациях, включающий получение цементной композиции с замедленным схватыванием, содержащей воду, пемзу, гашеную известь, фосфонатный замедлитель схватывания и диспергент типа карбоксилированного простого эфира, активацию цементной композиции с замедленным схватыванием активатором схватывания цемента, причем активатор схватывания цемента содержит по меньшей мере один активатор, выбранный из группы, состоящей из нанокремнезема, полифосфата и их комбинаций, подачу цементной композиции с замедленным схватыванием в подземную формацию и создание условий для схватывания цементной композиции с замедленным схватыванием в подземной формации.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам ремонтно-изоляционных работ (РИР). Технический результат, достигаемый изобретением, - повышение эффективности способа РИР, улучшение тампонирующей способности и упрочнение полученного тампонажного камня с применением структурообразующего реагента.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, к способу проведения водоизоляционных работ в скважине. Способ содержит этапы, на которых: подготавливают изолирующий состав в объеме, превышающем внутренний объем скважины от забоя до верхней границы интервала перфорации.

Настоящее изобретение относится к способу подземной обработки (варианты), способу цементирования и композициям, которые содержат пыль цементной печи, имеющую измененный средний размер частиц.

Изобретение относится к способам и композициям, включая, в одном варианте осуществления, способ цементирования, содержащий: получение отверждаемой композиции, содержащей воду и цементирующий компонент, имеющий расчетный индекс реакционной способности, и обеспечение отверждения композиции для формирования твердой массы.
Предложенное техническое решение относится к способу обработки призабойной зоны пласта, в частности к способу ограничения водопритока в добывающих нефтяных скважинах.

Изобретение относится к области внутригрунтовой гидроизоляции сооружений различного назначения, а именно при создании внутригрунтовой объемной мембраны. Технический результат - повышение качества гидроизоляции заглубленных сооружений, находящихся под воздействием гидродинамических нагрузок в широком диапазоне глубин, при одновременном обеспечении экологичности работ, исключающих негативное воздействие изолирующего материала на окружающую среду.

Предложенное изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для проведения водоизоляционных работ в обводненных карбонатных пластах, в том числе ограничения притока подошвенной, законтурной или закачиваемой воды, поступающей по высокопроницаемым трещинам.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к бурению горизонтальных стволов большой протяженности, связанного с развитием кустового бурения и, в том числе, со строительством скважин в условиях Крайнего Севера и континентального шельфа.

Изобретение относится к способам и композициям для уменьшения количества воды, выводимой из подземных пластов. Технический результат изобретения заключается в уменьшении водопроницаемости с использованием гелеобразующей жидкости, которая содержит модификатор времени гелеобразования, содержащий по меньшей мере одну аминогруппу. Способ уменьшения водопроницаемости подземного пласта включает создание гелеобразующей жидкости для обработки, которая содержит водную базовую жидкость, базовый полимер, содержащий акриламидное мономерное звено, органический сшивающий агент, содержащий поперечно-сшиваемый полимер, выбираемый из группы, состоящей из полиэтиленимина, поливиниламина, любого их производного, любой их соли и любой их комбинации или из поливиниламина, любого его производного, любой его соли; и модификатор времени гелеобразования, содержащий по меньшей мере один аминоспирт, выбираемый из группы, состоящей из этаноламина, диэтаноламина, триэтаноламина, пропаноламина и любой их комбинации или содержащий по меньшей мере одно соединение, выбираемое из группы, состоящей из аминоспиртов; и ввод гелеобразующей жидкости для обработки в пласт. 3 н. и 18 з.п. ф-лы, 9 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки карбонатных нефтяных пластов. Технический результат изобретения заключается в увеличении нефтеизвлечения за счет повышения охвата пласта воздействием, подключении в разработку ранее неохваченных нефтенасыщенных пропластков, увеличении фильтрационных свойств матрицы карбонатного коллектора, а также расширение технологических возможностей способа. Способы разработки карбонатного нефтяного пласта включают водоизоляционные работы в добывающих скважинах нагнетанием тампонирующего состава с последующей обработкой призабойной зоны скважины кислотным составом, технологическую выдержку, освоение скважины. По первому варианту новым является то, что в качестве тампонирующего состава для водоизоляционных работ используют состав, включающий ксантан, полиакриламид - ПАА, ацетат хрома и пресную воду, при следующем содержании компонентов, мас. :ксантан 0,1-1,5, ПАА 0,1-1,0, ацетат хрома 0,01-1,0, пресная вода остальное. При этом указанный состав продавливают в пласт технологической жидкостью с плотностью, соответствующей плотности жидкости глушения скважины, оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 96-240 ч, затем проводят обработку призабойной зоны кислотным составом, в качестве кислотного состава используют состав, включающий ингибированную соляную кислоту, сульфаминовую кислоту, уксуснокислый аммоний, оксиэтилированный алкилфенол и пресную воду, при следующем содержании компонентов, мас. : ингибированная соляная кислота 0-80,0, сульфаминовая кислота 1,0-15,0, уксуснокислый аммоний 1,0-6,0, оксиэтилированный алкилфенол 0,01-1,0, пресная вода остальное. После кислотной обработки оставляют скважину на технологическую выдержку в течение 2-24 ч и осваивают скважину. 2 н.п. ф-лы, 1 табл.

Наверх