Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с карбонатным коллектором

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение надежности реализации способа; повышение качества обработки призабойной зоны пласта с одновременным снижением затрат на реализацию и упрощением технологи. Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с карбонатным коллектором включает спуск колонны труб с гидромониторным перфоратором, выполнение боковых стволов в виде радиальных отверстий в обсадной колонне скважины и каверн в пласте закачкой водопесчаной смеси по колонне труб через гидромониторный перфоратор из расчета два боковых ствола на 1 м толщины пласта, кислотную обработку призабойной зоны пласта тремя порциями, каждая из которых состоит из закачки раствора соляной кислоты в непрерывном режиме, технологическую выдержку для реагирования и извлечение продуктов реакции. На устье скважины сверху вниз на нижний конец колонны труб монтируют компоновку: насадку-седло, центратор, гидромониторный перфоратор с насадками, якорь. Затем спускают колонну труб и компоновку с промывкой в интервал перфорируемого пласта, сбрасывают шар в колонну труб. После посадки шара производят перфорацию обсадной колонны с выполнением боковых стволов в виде радиальных отверстий в обсадной колонне и каверн в пласте закачкой водопесчаной смеси по колонне труб через гидромониторный перфоратор. Затем, не прерывая закачку, через боковые стволы производят обработку призабойной зоны пласта с карбонатным коллектором, при этом первой порцией в непрерывном режиме закачивают 18-20%-ный раствор соляной кислоты при температуре 0°С в объеме 0,5 м3 на один боковой ствол, затем в непрерывном режиме закачивают 18-20%-ный раствор соляной кислоты при температуре 30°С в объеме 1,0 м3 на один боковой ствол, после чего проводят импульсную продавку закачанных растворов соляных кислот нефтью в пласт в режиме цикла: 3 мин закачка при давлении приемистости пласта, 5 мин выдержка для реагирования. Второй порцией закачивают 18-20%-ный раствор соляной кислоты при температуре 0°С в объеме 1,5 м3 на один боковой ствол, затем - 18-20%-ный раствор соляной кислоты при температуре 30°С в объеме 2,0 м3 на один боковой ствол, после чего проводят импульсную продавку закачанных растворов соляных кислот нефтью в пласт в режиме цикла: 4 мин закачка при давлении приемистости пласта, 10 мин выдержка для реагирования. Третьей порцией закачивают 18-20%-ный раствор соляной кислоты при температуре 0°С в объеме 2,5 м3 на один боковой ствол, затем - 18-20%-ный раствор соляной кислоты при температуре 30°С в объеме 3,0 м3 на один боковой ствол, после чего проводят импульсную продавку закачанных растворов соляных кислот нефтью в пласт в режиме цикла: 5 мин закачка при давлении приемистости пласта, 15 мин выдержка для реагирования, после чего свабированием извлекают продукты реакции по обсадной колонне скважины. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при кислотной обработке призабойной зоны скважины, вскрывшей пласт с карбонатным коллектором.

Известен способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с карбонатным коллектором (патент RU №2451160, МПК Е21В 43/00, опубл. 20.05.2012 г., Бюл. №14), включающий два цикла закачки 10-15%-ного водного раствора соляной кислоты с использованием продавочной жидкости, содержащих каждый импульсную закачку раствора при давлении 1-4 МПа, закачку данного раствора при постоянном давлении, технологическую выдержку 2,5-3,5 ч для реагирования и извлечение продуктов реакции с последующей очисткой забоя промывочной жидкостью. Импульсную закачку раствора осуществляют до 5 мин с остановками на 6-10 мин, а закачку при постоянном давлении осуществляют порциями по 2-4 м3 с выдержкой между порциями 2-4 ч. Закачку порций раствора прекращают при превышении давления закачки 3 МПа. Второй цикл кислотной обработки производят после снижения дебита скважины на 30-50%. В качестве продавочной и промывочной жидкостей используют нефть.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, низкое качество обработки призабойной зоны пласта раствором соляной кислоты при сильной закольматированности призабойной зоны пласта, так как давления закачки могут превышать указанные в способе значения 1-4 МПа, что не позволяет реализовать способ в полной мере;

- во-вторых, сложность и длительность реализации способа, связанные с импульсной закачкой раствора соляной кислоты и значительной выдержкой по времени на реагирование с извлечением продуктов реакции после каждого цикла закачки.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с карбонатным коллектором (патент RU №2312210, МПК Е21В 43/27, опубл. 10.12.2007 г., Бюл. №34), включающий импульсную закачку раствора соляной кислоты, закачку раствора соляной кислоты в непрерывном режиме, технологическую выдержку для реагирования и извлечение продуктов реакции. Предварительно спускают в скважину на колонне труб гидромониторный перфоратор, гидромониторным способом создают в пласте боковые стволы в виде радиальных отверстий в обсадной колонне скважины и каверн в пласте закачкой водопесчанной смеси по колонне труб через гидромониторный перфоратор из расчета 2-4 боковых ствола на 1 м толщины пласта, извлекают из скважины колонну труб с гидромониторным перфоратором.

Затем для проведения кислотной обработки повторно на колонне труб спускают эжекторную установку с пакером, закачивают 10-15%-ный раствор соляной кислоты в объеме 1,5-3,0 м3. Проводят технологическую выдержку в режиме ванны для реагирования в течение 2,5-3,5 ч. После чего проводят 4-6-кратную импульсную продавку раствора соляной кислоты в пласт в режиме цикла: 1-3 мин закачка при давлении 1-4 МПа, выдержка 4-6 мин для реагирования. Завершают закачку в непрерывном режиме. Выполняют технологическую выдержку для реагирования в течение 2,5-3,5 ч. Проводят отбор из скважины до 2,5 объема закачанного раствора обработки эжекторной установкой с регистрацией параметров притока из пласта. Производят закачку в пласт второй порции 10-15%-ного раствора соляной кислоты в объеме 2,5-3,5 м3, которую проводят вначале в импульсном режиме 4-6 раз: 4-6 мин закачка при давлении 1-4 МПа, выдержка 4-6 мин для реагирования. Завершают закачку в непрерывном режиме, выполняют технологическую выдержку в течение 2,5-3,5 ч. Проводят отбор из скважины эжекторной установкой до 2,5 объема закачанного раствора обработки. Производят закачку в пласт третьей порции 10-15%-ного раствора соляной кислоты из расчета 0,01-0,05 м3/п.м длины радиального отверстия. Закачку производят вначале в импульсном режиме 4-6 раз в режиме цикла: 4-6 мин закачка при давлении 1-4 МПа, выдержка 4-6 мин для реагирования. Завершают закачку в непрерывном режиме при давлении 2-6 МПа. Выполняют технологическую выдержку в течение 2,5-3,5 ч. Проводят 4-6-кратную импульсную продавку раствора кислоты нефтью в режиме цикла: 1-3 мин закачка при давлении 1-4 МПа, выдержка 4-6 мин для реагирования. Проводят извлечение продуктов реакции и загрязняющих веществ эжекторной установкой или свабированием до 2,5 объема закачанного раствора обработки с регистрацией параметров притока из пласта.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, низкая надежность реализации способа, связанная с высокой вероятностью прихвата оборудования (гидропескоструйного перфоратора, эжекторной установки, пакера) во время проведения спуско-подъемных операций. Кроме того, при проведении гидропескоструйной перфорации происходит растяжение-сжатие колонны труб, при этом отверстия принимают щелевидную форму длиной до 20 см, что снижает вероятность получения качественной каверны в породе в заданном интервале пласта;

- во-вторых, низкое качество обработки призабойной зоны пласта раствором соляной кислоты при сильной закольматированности призабойной зоны пласта, так как давления закачки могут превышать указанные в данном способе значения 1-4 МПа и 2-6 МПа, что не позволит реализовать данный способ в полной мере;

- в-третьих, высокие затраты реализации способа, связанные с проведением двух спуско-подъемных операций: первая - выполнение перфорации гидромониторным способом (спуск колонны труб с гидромониторным перфоратором, выполнение боковых стволов, извлечение колонны труб с перфоратором), вторая - спуск на колонне труб эжектора с пакером для извлечения продуктов реакции после каждого цикла закачки;

- в-четвертых, сложность и продолжительность технологии реализации способа, связанные со значительной выдержкой по времени на реагирование с извлечением продуктов реакции после каждого цикла закачки.

Техническими задачами изобретения являются повышение надежности реализации способа и качества обработки призабойной зоны пласта раствором соляной кислоты, снижение затрат на реализацию способа, а также упрощение технологии реализации способа.

Поставленные технические задачи решаются способом кислотной обработки призабойной зоны пласта с карбонатным коллектором, включающим спуск колонны труб с гидромониторным перфоратором, выполнение боковых стволов в виде радиальных отверстий в обсадной колонне скважины и каверн в пласте закачкой водопесчаной смеси по колонне труб через гидромониторный перфоратор из расчета два боковых ствола на 1 м толщины пласта, кислотную обработку призабойной зоны пласта тремя порциями, каждая из которых состоит из закачки раствора соляной кислоты в непрерывном режиме, технологическую выдержку для реагирования и извлечение продуктов реакции.

Новым является то, что на устье скважины сверху вниз на нижний конец колонны труб монтируют компоновку: насадку-седло, центратор, гидромониторный перфоратор с насадками, якорь, затем спускают колонну труб и компоновку с промывкой в интервал перфорируемого пласта, сбрасывают шар в колонну труб, после посадки шара производят перфорацию обсадной колонны с выполнением боковых стволов в виде радиальных отверстий в обсадной колонне и каверн в пласте закачкой водопесчаной смеси по колонне труб через гидромониторный перфоратор, затем, не прерывая закачку, через боковые стволы производят обработку призабойной зоны пласта с карбонатным коллектором, при этом первой порцией в непрерывном режиме закачивают 18-20%-ный раствор соляной кислоты при температуре 0°С в объеме 0,5 м3 на один боковой ствол, затем в непрерывном режиме закачивают 18-20%-ный раствор соляной кислоты при температуре 30°С в объеме 1,0 м3 на один боковой ствол, после чего проводят импульсную продавку закачанных растворов соляных кислот нефтью в пласт в режиме цикла: 3 мин закачка при давлении приемистости пласта, 5 мин выдержка для реагирования, второй порцией закачивают 18-20%-ный раствор соляной кислоты при температуре 0°С в объеме 1,5 м3 на один боковой ствол, затем - 18-20%-ный раствор соляной кислоты при температуре 30°С в объеме 2,0 м3 на один боковой ствол, после чего проводят импульсную продавку закачанных растворов соляных кислот нефтью в пласт в режиме цикла: 4 мин закачка при давлении приемистости пласта, 10 мин выдержка для реагирования, третьей порцией закачивают 18-20%-ный раствор соляной кислоты при температуре 0°С в объеме 2,5 м3 на один боковой ствол, затем - 18-20%-ный раствор соляной кислоты при температуре 30°С в объеме 3,0 м3 на один боковой ствол, после чего проводят импульсную продавку закачанных растворов соляных кислот нефтью в пласт в режиме цикла: 5 мин закачка при давлении приемистости пласта, 15 мин выдержка для реагирования, после чего свабированием извлекают продукты реакции по обсадной колонне скважины.

На фигуре изображен предлагаемый способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с карбонатным коллектором.

Предлагаемый способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с карбонатным коллектором осуществляют следующим образом.

На устье скважины 1 сверху вниз на нижний конец колонны труб 2 монтируют компоновку: насадку 3, седло 4, центратор 5, гидромониторный перфоратор 6 с насадками 7, якорь 8.

В скважину 1 с промывкой спускают колонну труб 2 с компоновкой на конце в интервал перфорируемого пласта 9, например толщиной 1 м. Промывку осуществляют сточной водой плотностью 1100 кг/м3 с расходом 10-15 л/с в объеме 1,5 объема скважины, например 30 м3. Спуск колонны труб 2 с компоновкой в сочетании с промывкой позволяет исключить прихват компоновки в скважине 1.

Сбрасывают шар 10 в колонну труб 2. После посадки шара производят перфорацию обсадной колонны 11 скважины 1 с выполнением боковых стволов 12 в виде радиальных отверстий в обсадной колонне 11 скважины 1 и каверн в пласте 9 через насадки 7 гидромониторного перфоратора 6 из расчета два боковых ствола 12 на 1 м толщины пласта 9.

В процессе перфорации и дальнейшей кислотной обработки плашки 13 якоря 8 жестко фиксируют колонну труб 2 с компоновкой на стенках обсадной колонны 11 скважины 1, что исключает растяжение-сжатие колонны труб 2 в процессе проведения работ в течение всего цикла (гидропескоструйной перфорации и кислотной обработки). При этом отверстия в стенках обсадной колонны 11 скважины 1 при гидропескоструйной перфорации выполняются в строго заданном интервале пласта с качественной каверной в породе длиной до 0,3-0,4 м.

Далее через боковые стволы 12 производят обработку призабойной зоны пласта 9 с карбонатным коллектором.

Первой порцией в непрерывном режиме закачивают 18-20%-ный раствор соляной кислоты при температуре 0°С в объеме 0,5 м3 на один боковой ствол 12.

Затем в непрерывном режиме закачивают 18-20%-ный раствор соляной кислоты при температуре 30°С в объеме 1,0 м3 на один боковой ствол.

После чего проводят импульсную продавку закачанных растворов соляных кислот нефтью в пласт в режиме цикла: 3 мин закачка при давлении приемистости пласта 9, 5 мин выдержка для реагирования.

В результате кислотной обработки расширяется обработанная призабойная зона охвата от бокового ствола 12 до объема 14'''.

Второй порцией закачивают 18-20%-ный раствор соляной кислоты при температуре 0°С в объеме 1,5 м3 на один боковой ствол.

Затем закачивают 18-20%-ный раствор соляной кислоты при температуре 30°С в объеме 2,0 м3 на один боковой ствол. После чего проводят импульсную продавку закачанных растворов соляных кислот нефтью в пласт в режиме цикла: 4 мин закачка при давлении приемистости пласта 9, 10 мин выдержка для реагирования. В результате кислотной обработки расширяется обработанная призабойная зона охвата от объема 14' до 14''.

Третьей порцией закачивают 18-20%-ный раствор соляной кислоты при температуре 0°С в объеме 2,5 м3 на один боковой ствол, затем - 18-20%-ный раствор соляной кислоты при температуре 30°С в объеме 3,0 м3 на один боковой ствол. После чего проводят импульсную продавку закачанных растворов соляных кислот нефтью в пласт в режиме цикла: 5 мин закачка при давлении приемистости пласта, 15 мин выдержка для реагирования. В результате кислотной обработки расширяется обработанная призабойная зона охвата от объема 14'' до 14'''.

Повышается надежность реализации способа, так как исключается вероятность прихвата оборудования (гидропескоструйного перфоратора, якоря) во время проведения спуско-подъемной операции.

Повышается качество обработки призабойной зоны пласта раствором соляной кислоты при сильной закольматированности призабойной зоны пласта, так как в три цикла сочетают закачку 18-20%-ного раствора соляной кислоты при температуре 0°С и при температуре 30°С.

Снижаются затраты на реализацию способа, так как выполняется только одна спуско-подъемная операция.

Затем свабированием извлекают продукты реакции по обсадной колонне скважины.

Упрощается технология реализации способа, так как продукты реакции извлекаются только после окончания обработки призабойной зоны пласта, а не после каждого цикла, как описано в прототипе.

Предлагаемый способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с карбонатным коллектором позволяет:

- повысить надежность реализации способа;

- повысить качество обработки призабойной зоны пласта раствором соляной кислоты;

- снизить затраты на реализацию способа;

- упростить технологию реализации способа.

Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с карбонатным коллектором, включающий спуск колонны труб с гидромониторным перфоратором, выполнение боковых стволов в виде радиальных отверстий в обсадной колонне скважины и каверн в пласте закачкой водопесчаной смеси по колонне труб через гидромониторный перфоратор из расчета два боковых ствола на 1 м толщины пласта, кислотную обработку призабойной зоны пласта тремя порциями, каждая из которых состоит из закачки раствора соляной кислоты в непрерывном режиме, технологическую выдержку для реагирования и извлечение продуктов реакции, отличающийся тем, что на устье скважины сверху вниз на нижний конец колонны труб монтируют компоновку: насадку-седло, центратор, гидромониторный перфоратор с насадками, якорь, затем спускают колонну труб и компоновку с промывкой в интервал перфорируемого пласта, сбрасывают шар в колонну труб, после посадки шара производят перфорацию обсадной колонны с выполнением боковых стволов в виде радиальных отверстий в обсадной колонне и каверн в пласте закачкой водопесчаной смеси по колонне труб через гидромониторный перфоратор, затем, не прерывая закачку, через боковые стволы производят обработку призабойной зоны пласта с карбонатным коллектором, при этом первой порцией в непрерывном режиме закачивают 18-20%-ный раствор соляной кислоты при температуре 0°C в объеме 0,5 м3 на один боковой ствол, затем в непрерывном режиме закачивают 18-20%-ный раствор соляной кислоты при температуре 30°C в объеме 1,0 м3 на один боковой ствол, после чего проводят импульсную продавку закачанных растворов соляных кислот нефтью в пласт в режиме цикла: 3 мин закачка при давлении приемистости пласта, 5 мин выдержка для реагирования, второй порцией закачивают 18-20%-ный раствор соляной кислоты при температуре 0°C в объеме 1,5 м3 на один боковой ствол, затем - 18-20%-ный раствор соляной кислоты при температуре 30°C в объеме 2,0 м3 на один боковой ствол, после чего проводят импульсную продавку закачанных растворов соляных кислот нефтью в пласт в режиме цикла: 4 мин закачка при давлении приемистости пласта, 10 мин выдержка для реагирования, третьей порцией закачивают 18-20%-ный раствор соляной кислоты при температуре 0°C в объеме 2,5 м3 на один боковой ствол, затем - 18-20%-ный раствор соляной кислоты при температуре 30°C в объеме 3,0 м3 на один боковой ствол, после чего проводят импульсную продавку закачанных растворов соляных кислот нефтью в пласт в режиме цикла: 5 мин закачка при давлении приемистости пласта, 15 мин выдержка для реагирования, после чего свабированием извлекают продукты реакции по обсадной колонне скважины.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - снижение затрат тепловой энергии, увеличение темпов отбора извлекаемых запасов, увеличение добычи нефти в начальный период разработки, снижение риска попадания горизонтальной добывающей скважины в пласты с высокой вязкостью нефти, увеличение коэффициента охвата.

Группа изобретений относится к скважинному отклоняющему устройству, скважинной системе и способу герметизации кольцевого зазора. Отклоняющее устройство содержит отклонитель, имеющий отклоняющую поверхность, и кольцевой уплотняющий узел, расположенный снаружи и продольно перемещаемый на отклоняющем устройстве в ответ на перепад давления, приложенного по всему кольцевому уплотняющему узлу.

Изобретение относится к средствам определения расстояния между скважинами. Техническим результатом является повышение точности определения расстояния между скважинами.

Изобретение относится к направленному бурению скважин. Техническим результатом является повышение точности определения расстояния и направления между скважинами.

Группа изобретений относится к области заканчивания скважин. Способ заканчивания стволов скважины, включающий перемещение клина-отклонителя и фиксатора якоря внутрь родительского ствола скважины, при этом фиксатор якоря прикрепляется к клину-отклонителю посредством разъемного соединения, а родительский ствол скважины облицован по меньшей мере частично обсадной колонной, которая содержит защелочное соединение; закрепление фиксатора якоря внутри родительского ствола скважины посредством стыковки защелочного профиля фиксатора якоря с защелочным соединением; отклонение бурового долота клином-отклонителем для бурения бокового ствола скважины, отходящего от родительского ствола скважины; перемещение оборудования бокового заканчивания внутрь бокового ствола скважины инструментом для спуска обсадной колонны-хвостовика, при этом оборудование бокового заканчивания содержит заканчивающий инструмент; отделение клина-отклонителя от фиксатора якоря разъемным соединением с использованием инструмента извлечения клина-отклонителя и тем самым открытие участка разъемного соединения, причем инструмент извлечения клина-отклонителя функционально связан с дистальным концом инструмента для спуска обсадной колонны-хвостовика; удаление клина-отклонителя из родительского ствола скважины посредством инструмента извлечения клина-отклонителя; и перемещение отклоняющего клина заканчивания внутрь родительского ствола скважины, причем этот отклоняющий клин заканчивания функционально скреплен с рабочей колонной, и присоединение отклоняющего клина заканчивания к фиксатору якоря посредством разъемного соединения.

Изобретение относится к буровой технике. Мобильная буровая установка содержит многоосное транспортное средство, горизонтально расположенную на раме в транспортном положении буровую вышку, состоящую из верхней стволовой секции и нижней опорной секции, рабочую площадку, кабину бурильщика, устройство для подъема вышки, опорные устройства вышки, гидравлический привод вспомогательных механизмов, силовой привод с вращателем, трубный манипулятор.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - предотвращение снижения забойного давления в добывающих горизонтальных скважинах, снижение затрат тепловой энергии, увеличение темпов отбора извлекаемых запасов, повышение коэффициента извлечения нефти.

Изобретение относится к технологиям разработки нефтяных пластов с помощью добывающих и нагнетательных скважин и может быть использовано на нефтяных месторождениях, где добыча высоковязкой нефти из пластов ведется тепловым методом вытеснения нефти горячей водой или паром высокой температуры.

Изобретение относится к буровой технике, в частности к основанию вышек мобильной буровой установки. Техническим результатом является обеспечение возможности перемещения подвышечного основания над оборудованием устья скважины.

Изобретение относится к технологиям разработки нефтяных пластов. Технический результат - обеспечение воздействия на нефть как в вертикальном, так и в горизонтальном направлениях, достижение более полной выработки пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - снижение затрат тепловой энергии, увеличение темпов отбора извлекаемых запасов, увеличение добычи нефти в начальный период разработки, снижение риска попадания горизонтальной добывающей скважины в пласты с высокой вязкостью нефти, увеличение коэффициента охвата.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - снижение затрат тепловой энергии, увеличение темпов отбора извлекаемых запасов, увеличение добычи нефти в начальный период разработки, снижение риска попадания горизонтальной добывающей скважины в пласты с высокой вязкостью нефти, увеличение коэффициента охвата.

Группа изобретений относится к способу введения индукционной петли в геологическую формацию для нагрева нефтяного резервуара, а также к соответствующему индукционному устройству.

Изобретение относится к средствам определения расстояния между скважинами. Техническим результатом является повышение точности определения расстояния между скважинами.

Изобретение относится к средствам определения расстояния между скважинами. Техническим результатом является повышение точности определения расстояния между скважинами.

Изобретение относится к направленному бурению скважин. Техническим результатом является повышение точности определения расстояния и направления между скважинами.

Изобретение относится к направленному бурению скважин. Техническим результатом является повышение точности определения расстояния и направления между скважинами.

Изобретение относится к средствам для определения местоположения электропроводных объектов, таких как обсадная колонна ствола скважины или трубопроводы, расположенные под земной поверхностью.

Группа изобретений относится к области наклонно-направленного бурения скважин. Узел дефлектора заканчивания для применения со стволом скважины, имеющим по меньшей мере одну боковую ветвь, содержит дефлектор заканчивания, имеющий по сути трубчатое тело, сформированное стенкой, проходящей вдоль оси, полую внутреннюю часть, наружную поверхность, верхний по стволу скважины конец и нижний по стволу скважины конец, причем указанные верхний по стволу скважины и нижний по стволу скважины концы открыты для указанной внутренней части, указанный верхний по стволу скважины конец имеет наклоненную поверхность относительно указанной оси; и сегмент первой линии связи, проходящий между указанным верхним по стволу скважины концом и указанным нижним по стволу скважины концом, причем указанный сегмент первой линии связи расположен полностью снаружи указанной внутренней части указанного дефлектора заканчивания.

Предложена дальнометрическая система для ствола скважины и способ, применяемые между стволами первой и второй скважин, причем данная система содержит измерительный преобразователь электромагнитного поля, расположенный в стволе второй скважины, электропроводящую обсадную трубу в стволе первой скважины, источник электрического тока, создающий электрический ток в проводящем элементе, и волоконно-оптический датчик, расположенный вблизи проводящего элемента.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при заканчивании скважин для повышения продуктивности пласта, сложенного карбонатными коллекторами с трудноизвлекаемыми запасами нефти.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение надежности реализации способа; повышение качества обработки призабойной зоны пласта с одновременным снижением затрат на реализацию и упрощением технологи. Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с карбонатным коллектором включает спуск колонны труб с гидромониторным перфоратором, выполнение боковых стволов в виде радиальных отверстий в обсадной колонне скважины и каверн в пласте закачкой водопесчаной смеси по колонне труб через гидромониторный перфоратор из расчета два боковых ствола на 1 м толщины пласта, кислотную обработку призабойной зоны пласта тремя порциями, каждая из которых состоит из закачки раствора соляной кислоты в непрерывном режиме, технологическую выдержку для реагирования и извлечение продуктов реакции. На устье скважины сверху вниз на нижний конец колонны труб монтируют компоновку: насадку-седло, центратор, гидромониторный перфоратор с насадками, якорь. Затем спускают колонну труб и компоновку с промывкой в интервал перфорируемого пласта, сбрасывают шар в колонну труб. После посадки шара производят перфорацию обсадной колонны с выполнением боковых стволов в виде радиальных отверстий в обсадной колонне и каверн в пласте закачкой водопесчаной смеси по колонне труб через гидромониторный перфоратор. Затем, не прерывая закачку, через боковые стволы производят обработку призабойной зоны пласта с карбонатным коллектором, при этом первой порцией в непрерывном режиме закачивают 18-20-ный раствор соляной кислоты при температуре 0°С в объеме 0,5 м3 на один боковой ствол, затем в непрерывном режиме закачивают 18-20-ный раствор соляной кислоты при температуре 30°С в объеме 1,0 м3 на один боковой ствол, после чего проводят импульсную продавку закачанных растворов соляных кислот нефтью в пласт в режиме цикла: 3 мин закачка при давлении приемистости пласта, 5 мин выдержка для реагирования. Второй порцией закачивают 18-20-ный раствор соляной кислоты при температуре 0°С в объеме 1,5 м3 на один боковой ствол, затем - 18-20-ный раствор соляной кислоты при температуре 30°С в объеме 2,0 м3 на один боковой ствол, после чего проводят импульсную продавку закачанных растворов соляных кислот нефтью в пласт в режиме цикла: 4 мин закачка при давлении приемистости пласта, 10 мин выдержка для реагирования. Третьей порцией закачивают 18-20-ный раствор соляной кислоты при температуре 0°С в объеме 2,5 м3 на один боковой ствол, затем - 18-20-ный раствор соляной кислоты при температуре 30°С в объеме 3,0 м3 на один боковой ствол, после чего проводят импульсную продавку закачанных растворов соляных кислот нефтью в пласт в режиме цикла: 5 мин закачка при давлении приемистости пласта, 15 мин выдержка для реагирования, после чего свабированием извлекают продукты реакции по обсадной колонне скважины. 1 ил.

Наверх