Способ перфорации скважины и обработки призабойной зоны карбонатного пласта

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, к области эксплуатации скважин, а именно к способам для вторичного вскрытия и обработки призабойной зоны карбонатного пласта. Способ включает спуск в эксплуатационную колонну (ЭК) закрепленных на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) пакера и гидромеханического прокалывающего перфоратора, установку пакера в ЭК с последующим вскрытием ЭК путем подачи в перфоратор под давлением рабочей жидкости с прокалыванием пробойниками перфорационных отверстий в ЭК, размытие каверн путем подачи рабочей жидкости в сформированные перфорационные отверстия ЭК через гидромониторные каналы пробойников перфоратора. Перед спуском колонны НКТ в ЭК проводят исследование карбонатного пласта на приток и определяют интервал с низким притоком нефти. Заполняют ЭК скважины вязкоупругим составом от забоя до кровли перфорируемого карбонатного пласта. На устье скважины на нижний конец колонны НКТ снизу вверх собирают компоновку, включающую прокалывающий гидромеханический перфоратор, циркуляционный клапан, механический пакер, свабный ограничитель. Спускают компоновку на колонне НКТ в ЭК, располагая пробойники перфоратора в интервале карбонатного пласта с низким притоком. Пакер размещают над кровлей карбонатного пласта. Открывают затрубную задвижку и сажают пакер. Производят прокалывающую гидромеханическую перфорацию ступенчато с повышением давления рабочей жидкости в колонне НКТ 5,0-8,0-10,0-12,0 МПа до получения двух симметричных перфорационных отверстий в ЭК, расположенных под углом 180°. При давлении 12 МПа заменяют рабочую жидкость на 15%-ный водный раствор соляной кислоты. Доводят давление закачки до 15,0 МПа. Через гидромониторные каналы пробойников производят размыв каверн в течение 15 мин. Продавливают остатки 15%-ного водного раствора соляной кислоты из колонны НКТ через каверны в призабойную зону карбонатного пласта. Сбрасывают давление в колонне НКТ до нуля и оставляют скважину на технологическую выдержку. Извлекают вязкоупругий состав и продукты реакции 15%-ного водного раствора соляной кислоты с породой карбонатного пласта. По колонне НКТ через отверстия в циркуляционном клапане и перфорационные отверстия ЭК скважины в призабойную зону карбонатного пласта закачивают и продавливают растворитель в объеме из расчета 1,0 м3 на 1 м высоты карбонатного пласта. Обеспечиваются повышение эффективности размыва каверн, повышение качества очистки призабойной зоны карбонатного пласта, повышение надежности реализации способа. 5 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности к области эксплуатации скважин, а именно к способам для вторичного вскрытия и обработки призабойной зоны карбонатного пласта.

Известны способы перфорации скважин с использованием гидромеханических перфораторов многоразового использования, которые устанавливаются в скважине на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ). Они имеют различные типы и формы рабочих органов с гидромониторными каналами и насадками, которые обеспечивают гидродинамический размыв каверн в заколонном пространстве скважины высокоскоростными струями рабочей жидкости, описанные в патентах: «Устройство для создания перфорационных каналов глубокого проникновения в нефтяных и газовых скважинах» (патент RU №2403380, МПК Е21В 43/114, опубл. 10.11.2010 г. в бюл. №31), «Гидромеханический щелевой перфоратор (варианты)» (патент RU №2247226, МПК Е21В 43/112, опубл. 27.02.2005 г. в бюл. №6).

Общими недостатками способов с использованием указанных устройств являются:

- снижение фильтрационных свойств пласта, так как при размыве каверн частицы цементного камня и горной породы - кольматант - устремляются вглубь пласта и забивают флюидопроводящие каналы;

- низкая эффективность размыва каверн рабочей жидкостью (технической водой), что не позволяет максимально увеличить размеры каверны.

Также известен способ кислотной обработки карбонатного пласта (патент RU №2535538, МПК Е21В 43/27, опубл. 20.12.2014 г. в бюл. №35), включающий предварительную промывку скважины органическим растворителем, затем последовательную закачку в скважину органического растворителя, раствора пленкообразователя, в качестве которого используют 5-30%-ный раствор мазута в углеводородном растворителе в объеме 0,5-2,5 м3/м перфорированной толщины пласта, буфера органического растворителя в количестве 3-6 м3 и кислотного раствора в количестве 1-5 м3/м перфорированной толщины пласта и последующую продавку в пласт закачанных жидкостей.

Недостатками данного способа являются:

- низкое качество обработки призабойной зоны пласта (ПЗП), вследствие кислотной обработки через существующие перфорационные отверстия, т.е. без дополнительного вскрытия эксплуатационной колонны (ЭК) гидромеханической прокалывающей перфорацией;

- низкая эффективность обработки ПЗП, отсутствие размыва каверн перед кислотной обработкой, что не позволяет глубоко в ПЗП обработать флюидопроводящие каналы.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ гидромеханической перфорации скважин на депрессии (патент RU №2612702, МПК Е21В 43/114, опубл. 13.03.2017 г. в бюл. №8), при котором осуществляют спуск в ЭК закрепленных на колонне НКТ струйного насоса, пакера и гидромеханического прокалывающего перфоратора. Устанавливают пакер в ЭК с последующим вскрытием ЭК путем подачи в перфоратор под давлением рабочей жидкости с формированием перфорационных отверстий пробойниками перфоратора. Осуществляют размыв каверн путем подачи рабочей жидкости в сформированные перфорационные отверстия через гидромониторные каналы пробойников перфоратора. Извлекают кольматант из ПЗП путем создания депрессии струйным насосом в подпакерном пространстве. Вскрытие ЭК осуществляют в два этапа. На первом этапе осуществляют формирование технологических перфорационных отверстий без размыва каверн. На втором этапе осуществляют формирование перфорационных отверстий, через которые производят размыв каверн, одновременно с которым осуществляют создание депрессии струйным насосом в подпакерном пространстве и извлечение кольматанта через технологические перфорационные отверстия.

Недостатками данного способа являются:

- низкая эффективность размыва каверн рабочей жидкостью (технической водой), что не позволяет максимально увеличить размеры каверн;

- низкое качество очистки ПЗП скважин, в том числе для скважин с асфальтено-парафиновыми отложениями (АСПО), вызванное отсутствием обработки ПЗП после размыва каверн, из-за этого невозможно увеличить приток нефти из флюидопроводящих каналов пласта через каверны в скважину;

- низкая надежность реализации способа, связанная с потерей герметичности гидравлического пакера в процессе реализации способа;

- длительность реализации способа, связанная с извлечением кольматанта из ПЗП, так как для этого сначала необходимо откачать жидкость из всего затрубного пространства (пакер гидравлического действия при откачке распакерован) с помощью струйного насоса, в связи с этим высокие финансовые затраты реализации способа.

Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности размыва каверн, качества очистки ПЗП карбонатного пласта, а также повышение надежности работы пакера и снижение финансовых затрат при реализации способа.

Поставленные технические задачи решаются способом перфорации скважины и обработки призабойной зоны карбонатного пласта, включающим спуск в эксплуатационную колонну - ЭК закрепленных на колонне насосно-компрессорных труб - НКТ пакера и гидромеханического прокалывающего перфоратора, установку пакера в ЭК с последующим вскрытием ЭК путем подачи в перфоратор под давлением рабочей жидкости с прокалыванием пробойниками перфорационных отверстий в ЭК, размытие каверн путем подачи рабочей жидкости в сформированные перфорационные отверстия ЭК через гидромониторные каналы пробойников перфоратора.

Новым является то, что перед спуском колонны НКТ в ЭК проводят исследование карбонатного пласта на приток и определяют интервал с низким притоком нефти, далее заполняют ЭК скважины вязкоупругим составом от забоя до кровли перфорируемого карбонатного пласта, затем на устье скважины на нижний конец колонны НКТ снизу вверх собирают компоновку, включающую прокалывающий гидромеханический перфоратор, циркуляционный клапан, механический пакер, свабный ограничитель, спускают компоновку на колонне НКТ в ЭК, при этом пробойники перфоратора располагают в интервале карбонатного пласта с низким притоком, механический пакер размещают над кровлей карбонатного пласта, затем открывают затрубную задвижку и сажают механический пакер, после чего производят прокалывающую гидромеханическую перфорацию ступенчато с повышением давления рабочей жидкости в колонне НКТ 5,0-8,0-10,0-12,0 МПа до получения двух симметричных перфорационных отверстий в ЭК, расположенных под углом 180°, затем при давлении 12 МПа заменяют рабочую жидкость на 15%-ный водный раствор соляной кислоты, доводят давление закачки до 15,0 МПа, через гидромониторные каналы пробойников перфоратора производят размыв каверн 15%-ным водным раствором соляной кислоты в течение 15 мин, после продавливают остатки 15%-ного водного раствора соляной кислоты из колонны НКТ через каверны в призабойную зону карбонатного пласта, далее сбрасывают давление в колонне НКТ до нуля и оставляют скважину на технологическую выдержку, затем извлекают вязкоупругий состав и продукты реакции 15%-ного водного раствора соляной кислоты с породой карбонатного пласта, для чего сбрасывают шар в колонну НКТ, повышают давление в колонне НКТ до открытия отверстий в циркуляционном клапане, затем спускают сваб в колонну НКТ и свабированием по колонне НКТ извлекают вязкоупругий состав и продукты реакции 15%-ного водного раствора соляной кислоты с породой пласта, далее по колонне НКТ через отверстия в циркуляционном клапане и перфорационные отверстия ЭК скважины в призабойную зону карбонатного пласта закачивают и продавливают растворитель в объеме из расчета 1,0 м3 на 1 м высоты карбонатного пласта.

На фиг. 1-5 схематично изображен предлагаемый способ.

Предлагаемый способ реализуют следующим образом.

Проперфорированный карбонатный пласт 1 (см. фиг. 1) исследуют на приток нефти и определяют интервал с низким притоком. Например, вскрытый карбонатный пласт 1 в скважине имеет высоту 8 м в интервале 1255-1263 м. По результатам исследований термодебитометрией определили, что в интервале 1261-1263 м приток (дебит) нефти карбонатного пласта ниже среднего дебита по карбонатному пласту 1. Например, средний дебит (приток) нефти по пласту 15 т/сут, а в интервале 1261-1263 м дебит нефти составляет 5 т/сут. Далее проводят работы по увеличению нефтеотдачи карбонатного пласта 1.

Для этого спускают в скважину технологическую колонну труб (на фиг. 1-5 не показано) и заполняют ЭК 2 (см. фиг. 1) от забоя до кровли карбонатного пласта 1 любым известным вязкоупругим составом 3, например, описанным в патенте RU №2620674 «Состав для изоляции межтрубного пространства скважин» МПК Е21В 33/138, опубл. 29.05.2017 г. в бюл №16. Извлекают технологическую колонну труб.

Далее на устье скважины на нижний конец колонны НКТ 4 (см. фиг. 2) снизу вверх собирают компоновку, включающую прокалывающий гидромеханический перфоратор 5 (далее перфоратор), циркуляционный клапан 6, механический пакер 7 и свабный ограничитель 8. При этом выполняется условие

где d1 - внутренний диаметр циркуляционного клапана 6, мм;

d2 - внутренний диаметр свабного ограничителя 8, мм.

В качестве перфоратора 5 используют любое известное устройство, позволяющее последовательно проводить проколы в ЭК 2 с помощью пробойника и размыв каверн через гидромониторные каналы, выполненные в этом же пробойнике. Например, используют устройство для создания перфорационных каналов в скважине, описанное в патенте RU №2487990, МПК Е21В 43/114, опубл. 20.07.2013 г. в бюл. №20.

В качестве механического пакера 7 применяют любой известный пакер с механической осевой или радиальной посадкой.

Спускают компоновку на колонне НКТ 4 в ЭК 2 (см. фиг. 2). Пробойники (резцы) 9' и 9'' перфоратора 5 располагают в интервале карбонатного пласта 1 с низким притоком 1261-1263 м, а механический пакер 7 размещают над кровлей карбонатного пласта 1.

Открывают затрубную задвижку 10 (см. фиг. 3) и сажают механический пакер 7.

Открытая задвижка 10 позволяет контролировать герметичность механического пакера 7 в процессе реализации способа. В случае негерметичной посадки пакера демонтируют оборудование и производят повторный спуск, как описано выше.

Далее закачкой рабочей жидкости по колонне НКТ 4 производят прокалывающую гидромеханическую перфорацию, т.е. производят вскрытие ЭК 2 в интервале карбонатного пласта 1 с низким притоком нефти. В качестве рабочей жидкости применяют сточную воду плотностью ρ=1100 кг/м3.

Для этого, например, с помощью цементировочного агрегата ЦА-320 (на фиг. 1-5 не показан) ступенчато создают давление рабочей жидкости в колонне НКТ 4 и перфораторе 5 сначала до 5,0 МПа с задержкой 10 сек, затем поднимают давление до 8,0 МПа с задержкой 10 сек, затем поднимают давление до 10,0 МПа с задержкой 10 сек, затем поднимают давление до 12,0 МПа. Таким образом, получают два симметричных перфорационных отверстия 11' и 11'' (см. фиг. 3) в ЭК 2, расположенных под углом 180° относительно друг друга.

Затем, не сбрасывая давления в колонне НКТ 4 (не извлекая пробойников 9' и 9'' перфоратора 5 из перфорационных отверстий 11' и 11'' в ЭК 2), закачивают в колонну НКТ 4 15%-водный раствор соляной кислоты, т.е. заменяют рабочую жидкость в колонне НКТ 4 на 15%-водный раствор соляной кислоты. Доводят давление закачки по колонне НКТ 4 до 15,0 МПа и через гидромониторные каналы 12' и 12'' пробойников перфоратора 5 производят размыв каверн 131' и 131'', соответственно, 15%-ным водным раствором соляной кислоты в течение 15 минут. Вследствие реакции кислоты с породой карбонатного пласта 1 каверны 131' и 131'' постепенно увеличиваются в размерах до 132' и 132''. После чего остатки 15%-ного водного раствора соляной кислоты из колонны НКТ 4 продавливают с помощью технологической жидкости, например, сточной водой плотностью ρ=1100 кг/м3 в призабойную зону карбонатного пласта 1 через гидромониторные каналы 12' и 12'' пробойников перфоратора 5 и через каверны 131' и 131'' и 132' и 132'', увеличивая размеры каверн до 133' и 133''.

Повышается эффективность размыва каверн за счет увеличения фильтрационных свойств карбонатного пласта, так как используется 15%-ный водный раствор соляной кислоты, который позволяет максимально увеличить размеры размываемых каверн.

Вязкоупругий состав 3, находящийся в ЭК 2 скважины, не позволяет в процессе размыва каверн 13', 13'', 13''' проникать 15%-ному водному раствору соляной кислоты в существующие интервалы перфорации 14 карбонатного пласта 1.

После чего сбрасывают давление в колонне НКТ 4 и перфораторе 5 до нуля и оставляют скважину на технологическую выдержку, например, в течение 8 часов.

Затем производят извлечение вязкоупругого состава и продуктов реакции 15%-ного водного раствора соляной кислоты с породой карбонатного пласта 1, находящихся под механическим пакером 7 в ЭК 2.

Для этого сбрасывают шар 15 (см. фиг. 4) в колонну НКТ 4. Так как соблюдается условие (1): d1<d2, то шар 15 свободно проходит через свабный ограничитель 8 и садится на втулку 16 циркуляционного клапана 6.

С помощью цементировочного агрегата ЦА-320 (на фиг. 1-5 не показан) повышают давление в колонне НКТ 4 (см. фиг. 4) до разрушения срезного винта 17 и открытия отверстий 18 в циркуляционном клапане 6, например, до 7,0 МПа. В результате втулка 16 циркуляционного клапана 6 перемещается вниз вместе с шаром 15 до упора в верхний торец перфоратора 5, при этом открываются отверстия 18 в циркуляционном клапане 6.

Спускают сваб 19 на геофизическом кабеле 20 в колонну НКТ 4. Свабированием по колонне НКТ 4 извлекают вязкоупругий состав 3 и продукты реакции 15%-ного водного раствора соляной кислоты с породой карбонатного пласта 1. Например, свабированием извлекают 15 м3 жидкости. По окончании свабирования извлекают из колонны НКТ 4 сваб 19 на геофизическом кабеле 20.

Далее по колонне НКТ 4 через отверстия 18 (см. фиг. 5) в циркуляционном клапане 6, перфорационные отверстия 11', 11'' и существующие перфорационные отверстия 14 ЭК 2 скважины в призабойную зону карбонатного пласта 1 закачивают и продавливают технологической жидкостью, например сточной водой плотностью 1100 кг/м3, растворитель в объеме из расчета 1,0 м3 на 1 м высоты карбонатного пласта 1.

При высоте карбонатного пласта 1, равной 8 м, закачивают и продавливают по колонне НКТ 4: 1,0 м3 ⋅ 8 м/м = 8 м3 растворителя.

В качестве растворителя применяют любой известный растворитель для удаления АСПО из призабойной зоны карбонатного пласта, например, растворитель «МИА-пром» или «Интат». Выпадение АСПО является основной причиной снижения фильтрационных характеристик ПЗП добывающих скважин, поэтому обработка растворителем позволяет улучшить фильтрационные характеристики ПЗП добывающих скважин.

По окончании обработки растворителем карбонатного пласта 1 распакеровывают механический пакер 7 и извлекают компоновку на колонне НКТ 4 из ЭК 2 скважины. Процесс реализации способа окончен.

Повышается качество очистки призабойной зоны карбонатного пласта, так как после размыва каверн производится обработка ПЗП растворителем, как через размытые каверны, так и существующие интервалы перфорации карбонатного пласта, что позволяет увеличить приток (дебит) продукции из флюидопроводящих каналов пласта через каверны и перфорационные отверстия в скважину.

Повышается надежность реализации способа, так как закачку и продавку 15%-ного водного раствора соляной кислоты и растворителя проводят под контролем герметичности механического пакера. Механический пакер в отличие от гидравлического не распакеровывается и не требует создания в нем гидравлического давления для сохранения герметичности.

Сокращается продолжительность извлечения кольматанта из призабойной зоны карбонатного пласта и вязкоупругого состава, так как извлечение производится только из подпакерной зоны посаженного механического пакера, а не из всего затрубного пространства, в связи с чем снижаются финансовые затраты на реализацию способа.

Предлагаемый способ перфорации скважины и обработки призабойной зоны карбонатного пласта позволяет:

- повысить эффективность размыва каверн;

- повысить качество очистки призабойной зоны карбонатного пласта;

- повысить надежность реализации способа;

- снизить финансовые затраты.

Способ перфорации скважины и обработки призабойной зоны карбонатного пласта, включающий спуск в эксплуатационную колонну (ЭК) закрепленных на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) пакера и гидромеханического прокалывающего перфоратора, установку пакера в ЭК с последующим вскрытием ЭК путем подачи в перфоратор под давлением рабочей жидкости с прокалыванием пробойниками перфорационных отверстий в ЭК, размытие каверн путем подачи рабочей жидкости в сформированные перфорационные отверстия ЭК через гидромониторные каналы пробойников перфоратора, отличающийся тем, что перед спуском колонны НКТ в ЭК проводят исследование карбонатного пласта на приток и определяют интервал с низким притоком нефти, далее заполняют ЭК скважины вязкоупругим составом от забоя до кровли перфорируемого карбонатного пласта, затем на устье скважины на нижний конец колонны НКТ снизу вверх собирают компоновку, включающую прокалывающий гидромеханический перфоратор, циркуляционный клапан, механический пакер, свабный ограничитель, спускают компоновку на колонне НКТ в ЭК, при этом пробойники перфоратора располагают в интервале карбонатного пласта с низким притоком, механический пакер размещают над кровлей карбонатного пласта, затем открывают затрубную задвижку и сажают механический пакер, после чего производят прокалывающую гидромеханическую перфорацию ступенчато с повышением давления рабочей жидкости в колонне НКТ 5,0-8,0-10,0-12,0 МПа до получения двух симметричных перфорационных отверстий в ЭК, расположенных под углом 180°, затем при давлении 12 МПа заменяют рабочую жидкость на 15%-ный водный раствор соляной кислоты, доводят давление закачки до 15,0 МПа, через гидромониторные каналы пробойников перфоратора производят размыв каверн 15%-ным водным раствором соляной кислоты в течение 15 мин, после продавливают остатки 15%-ного водного раствора соляной кислоты из колонны НКТ через каверны в призабойную зону карбонатного пласта, далее сбрасывают давление в колонне НКТ до нуля и оставляют скважину на технологическую выдержку, затем извлекают вязкоупругий состав и продукты реакции 15%-ного водного раствора соляной кислоты с породой карбонатного пласта, для чего сбрасывают шар в колонну НКТ, повышают давление в колонне НКТ до открытия отверстий в циркуляционном клапане, затем спускают сваб в колонну НКТ и свабированием по колонне НКТ извлекают вязкоупругий состав и продукты реакции 15%-ного водного раствора соляной кислоты с породой пласта, далее по колонне НКТ через отверстия в циркуляционном клапане и перфорационные отверстия ЭК скважины в призабойную зону карбонатного пласта закачивают и продавливают растворитель в объеме из расчета 1,0 м3 на 1 м высоты карбонатного пласта.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к области нефтегазодобывающей промышленности, преимущественно к добыче вязкой и сверхвязкой нефти, а также может быть использовано для интенсификации добычи нефти, осложненной вязкими составляющими и отложениями.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение для изоляции обводненных интервалов продуктивного пласта в горизонтальных скважинах на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами.

Изобретение относится к средствам генерирования сейсмической энергии, например упругих колебаний в нефтеносных пластах, в частности к средствам ударного воздействия на призабойную зону скважин и нефтенасыщенные пласты при добыче углеводородов.

Изобретение относится к средствам генерирования сейсмической энергии, например упругих колебаний в нефтеносных пластах, в частности к средствам ударного воздействия на призабойную зону скважин и нефтенасыщенные пласты при добыче углеводородов, например нефти.

Группа изобретений относится к способам определения потенциально подходящего обрабатывающего флюида. Технический результат заключается в упрощении выбора подходящего обрабатывающего флюида, способствующего увеличению добычи углеводородов.

Изобретение относится к способу добычи нефти, включающему в себя отделение метана и отделение сероводорода из кислого газа, содержащего метан и сероводород; получение монооксида углерода и водорода из по меньшей мере части отделенного метана; получение метанола из по меньшей мере части полученного монооксида углерода и по меньшей мере части полученного водорода; получение диметилсульфида из по меньшей мере части полученного метанола и по меньшей мере части отделенного сероводорода; получение композиции для извлечения нефти, которая содержит по меньшей мере 75 мол.% диметилсульфида, из по меньшей мере части полученного диметилсульфида; введение указанной композиции для извлечения нефти в нефтеносный пласт, содержащий нефть; контактирование указанной композиции для извлечения нефти с нефтью в нефтеносном пласте и после контактирования указанной композиции для извлечения нефти с нефтью в нефтеносном пласте добычу текучей среды из указанного нефтеносного пласта, при этом добываемая текучая среда содержит по меньшей мере часть нефти из нефтеносного пласта.

Изобретение относится к вибросейсмической технике - к погружным вибраторам для виброволнового воздействия на нефтесодержащие пласты породы для повышения притока нефти к скважинам.

Изобретение относится к технологическим процессам перекачки, добычи и транспортировки нефти и других вязких продуктов. Способ понижения вязкости нефти, согласно которому на структуру нефти оказывают ультразвуковое воздействие на первой несущей частотной гармоники продольной волной, излучаемой возбужденным монокристаллом ниобата лития, погруженным в нефтяную среду, равной 450.0 кГц, и на 100 % амплитудно промодулированной синусоидальной волной в диапазоне частоты модуляции от 0 до 100 кГц, которые обеспечивают оптимальные энергетические условия по понижению вязкости у различных видов нефти начиная с температуры от 16°С, при которой нефть течет ламинарно, то есть без разрыва текущей струи.
Группа изобретений относится к технологии строительства глубоких скважин и, в частности, к скважинным способам испытания и/или освоения продуктивных флюидопроявляющих пластов-коллекторов трещинного типа с пластовым давлением флюидной системы от аномально низкого до аномально высокого.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, к области эксплуатации скважин, а именно к способам вторичного вскрытия и обработки призабойной зоны карбонатных пластов.
Изобретение относится к материалам, используемым при обработке скважин гидроразрывом. Композиционный материал для ввода реагента и/или индикатора для обработки скважины в пробуренный пласт подземной формации, характеризуется тем, что содержит термообработанную подложку, содержащую достаточно мощное ядро, предотвращающее закрытие трещиноватости на месте залегания в условиях продуктивного пласта, и оксид металла по меньшей мере частично нанесенный на ядро, причем площадь поверхности оксида металла термообработанной подложки составляет от 1 до 10 м2/г, диаметр термообработанной подложки составляет от 0,1 до 3 мм, и реагент и/или индикатор для обработки скважины, нанесенный на покрытие из оксида металла на термообработанной подложке.
Настоящее изобретение относится к применению сверхвпитывающих полимеров для регулирования давления и отклоняющих применений при обработке подземного пласта, в том числе гидравлическим разрывом.

Изобретение относится к производству и использованию композиции поверхностно-активного вещества в способе третичной добычи нефти. Композиция поверхностно-активных веществ для повышения добычи нефти содержит катионно-неионное поверхностно-активное вещество - КПАВ и анионное поверхностно-активное вещество – АПАВ приведенных формул.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение для изоляции обводненных интервалов продуктивного пласта в горизонтальных скважинах на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти. Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин, включающий строительство в продуктивном пласте горизонтальной нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, закачку углеводородного растворителя и пара для прогрева продуктивного пласта и создания паровой камеры, перевод в режим закачки пара в нагнетательную скважину и отбора продукции в добывающей скважине.

Изобретение относится к способу добычи нефти, включающему в себя отделение метана и отделение сероводорода из кислого газа, содержащего метан и сероводород; получение монооксида углерода и водорода из по меньшей мере части отделенного метана; получение метанола из по меньшей мере части полученного монооксида углерода и по меньшей мере части полученного водорода; получение диметилсульфида из по меньшей мере части полученного метанола и по меньшей мере части отделенного сероводорода; получение композиции для извлечения нефти, которая содержит по меньшей мере 75 мол.% диметилсульфида, из по меньшей мере части полученного диметилсульфида; введение указанной композиции для извлечения нефти в нефтеносный пласт, содержащий нефть; контактирование указанной композиции для извлечения нефти с нефтью в нефтеносном пласте и после контактирования указанной композиции для извлечения нефти с нефтью в нефтеносном пласте добычу текучей среды из указанного нефтеносного пласта, при этом добываемая текучая среда содержит по меньшей мере часть нефти из нефтеносного пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологиям глушения нефтяных скважин с высоким газовым фактором, а также нефтяных и газовых скважин, вскрывших пласты с аномально-низким или аномально-высоким пластовым давлением.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологиям глушения нефтяных и газовых скважин. Технический результат - повышение эффективности геолого-технических мероприятий по глушению нефтяных и газовых скважин с высокопроницаемыми трещинами гидравлического разрыва пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение для ограничения водопритоков в добывающие скважины либо для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости заводненными пластами для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритоков в добывающей скважине путем выравнивания проницаемостной неоднородности пласта.

Скважинный инструмент для перфорации стенок скважины включает последовательно установленные на ГКНТ и гидравлически сообщенные гидропескоструйный перфоратор, один порт которого связан с ГКНТ, а другой - с гидравлическим инструментом настройки и пакер-пробкой.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, к области эксплуатации скважин, а именно к способам для вторичного вскрытия и обработки призабойной зоны карбонатного пласта. Способ включает спуск в эксплуатационную колонну закрепленных на колонне насосно-компрессорных труб пакера и гидромеханического прокалывающего перфоратора, установку пакера в ЭК с последующим вскрытием ЭК путем подачи в перфоратор под давлением рабочей жидкости с прокалыванием пробойниками перфорационных отверстий в ЭК, размытие каверн путем подачи рабочей жидкости в сформированные перфорационные отверстия ЭК через гидромониторные каналы пробойников перфоратора. Перед спуском колонны НКТ в ЭК проводят исследование карбонатного пласта на приток и определяют интервал с низким притоком нефти. Заполняют ЭК скважины вязкоупругим составом от забоя до кровли перфорируемого карбонатного пласта. На устье скважины на нижний конец колонны НКТ снизу вверх собирают компоновку, включающую прокалывающий гидромеханический перфоратор, циркуляционный клапан, механический пакер, свабный ограничитель. Спускают компоновку на колонне НКТ в ЭК, располагая пробойники перфоратора в интервале карбонатного пласта с низким притоком. Пакер размещают над кровлей карбонатного пласта. Открывают затрубную задвижку и сажают пакер. Производят прокалывающую гидромеханическую перфорацию ступенчато с повышением давления рабочей жидкости в колонне НКТ 5,0-8,0-10,0-12,0 МПа до получения двух симметричных перфорационных отверстий в ЭК, расположенных под углом 180°. При давлении 12 МПа заменяют рабочую жидкость на 15-ный водный раствор соляной кислоты. Доводят давление закачки до 15,0 МПа. Через гидромониторные каналы пробойников производят размыв каверн в течение 15 мин. Продавливают остатки 15-ного водного раствора соляной кислоты из колонны НКТ через каверны в призабойную зону карбонатного пласта. Сбрасывают давление в колонне НКТ до нуля и оставляют скважину на технологическую выдержку. Извлекают вязкоупругий состав и продукты реакции 15-ного водного раствора соляной кислоты с породой карбонатного пласта. По колонне НКТ через отверстия в циркуляционном клапане и перфорационные отверстия ЭК скважины в призабойную зону карбонатного пласта закачивают и продавливают растворитель в объеме из расчета 1,0 м3 на 1 м высоты карбонатного пласта. Обеспечиваются повышение эффективности размыва каверн, повышение качества очистки призабойной зоны карбонатного пласта, повышение надежности реализации способа. 5 ил.

Наверх