Способ оценки эффективности и контроля кислотной обработки карбонатного пласта



Способ оценки эффективности и контроля кислотной обработки карбонатного пласта
Способ оценки эффективности и контроля кислотной обработки карбонатного пласта
Способ оценки эффективности и контроля кислотной обработки карбонатного пласта
Способ оценки эффективности и контроля кислотной обработки карбонатного пласта
Способ оценки эффективности и контроля кислотной обработки карбонатного пласта
Способ оценки эффективности и контроля кислотной обработки карбонатного пласта
Способ оценки эффективности и контроля кислотной обработки карбонатного пласта
Способ оценки эффективности и контроля кислотной обработки карбонатного пласта
Способ оценки эффективности и контроля кислотной обработки карбонатного пласта
Способ оценки эффективности и контроля кислотной обработки карбонатного пласта
Способ оценки эффективности и контроля кислотной обработки карбонатного пласта
Способ оценки эффективности и контроля кислотной обработки карбонатного пласта
Способ оценки эффективности и контроля кислотной обработки карбонатного пласта
Способ оценки эффективности и контроля кислотной обработки карбонатного пласта
Способ оценки эффективности и контроля кислотной обработки карбонатного пласта

Владельцы патента RU 2498060:

Открытое Акционерное Общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" ОАО "НИИнефтепромхим" (RU)

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений с применением кислотных методов воздействия на призабойную зону пласта и может быть использовано для оценки эффективности кислотной обработки и повышения результативности воздействия на призабойную зону продуктивного пласта. Способ оценки эффективности и контроля кислотной обработки карбонатного пласта заключается в отборе керна и изготовлении образцов керна. Прокачивают через образцы керна химический реагент. Изготавливают шлифы со стороны входа и выхода химреагента. При этом до прокачки химреагента через изготовленные образцы керна предварительно проводят исследования их на сканирующем электронном микроскопе. А образцы керна после прокачки химреагента исследуют рентгеновским томографом. Проводят сравнение изображений, выделяют наиболее эффективные формы каналов растворения. После чего проводят оценку эффективности кислотной обработки, рассчитывая коэффициент импакции путем компьютерной обработки изображений, и при минимальном значении коэффициента импакции делают вывод о наибольшей эффективности кислотной обработки. 15 ил., 3 пр.

 

Изобретение относится к разработке нефтяных и газовых месторождений с применением кислотных методов воздействия на призабойную зону пласта и может быть использовано для оценки эффективности кислотной обработки и повышения результативности воздействия на призабойную зону продуктивного пласта.

Известен способ выделения в разрезе скважины интервалов для солянокислотной обработки, включающий отбор образцов керна, изготовление, экстракцию спиртобензольной смесью, кислотную обработку, промывку дистиллированной водой, с последующим расчетом количества растворившихся в кислоте компонентов породы-коллектора, с использованием данных магнитного каротажа (RU 2205951, МПК E21B 43/27, G01V 3/08, опубл. 2003 г.). Однако известный способ не позволяет получить полную информацию о распределении прореагировавшего кислотного состава в пространстве породы-коллектора, форме и характере образовавшихся каналов растворения, а также детальный числовой расчет площади и глубины проникновения кислотного состава. Кроме того, магнитная восприимчивость растворившихся в кислоте компонентов породы связана с присутствием в составе пород железистых хлоритов, что существенно ограничивает применение метода.

Наиболее близким к предлагаемому способу является способ контроля кислотной обработки продуктивного пласта, включающий отбор керна, изготовление образцов керна для фильтрационных исследований, прокачку через образцы керна химических реагентов различной концентрации с различными промежутками времени, изготовление шлифов из образцов керна, отбор шлифов с сохраненной структурой породы, определение отношения количества пор на шлифах со стороны входа химических реагентов к количеству пор на шлифах со стороны выхода химических реагентов, определение оптимальной концентрации химических реагентов для обработки продуктивного пласта по максимальному отношению количества пор на шлифах. (RU 2057918, МПК E21B 43/27, опубл. 1996 г.). Известный способ недостаточно эффективен в связи с низкой визуальной информативностью об эффективности применения кислотного состава и длительностью подсчета, большой погрешностью расчета отношения количества пор на шлифах со стороны входа химических реагентов к количеству пор на шлифах со стороны выхода химических реагентов.

Предлагаемое изобретение решает задачу повышения точности определения растворяющих свойств кислотного состава, визуальной информативности способа и оценки эффективности кислотной обработки пласта.

Поставленная задача решается так, что в способе оценки и контроля кислотной обработки карбонатного пласта, включающем отбор керна, изготовление образцов керна, прокачку через образцы керна химического реагента, изготовление шлифов со стороны входа и выхода химреагента, до прокачки химреагента через изготовленные образцы керна предварительно проводят исследования их на сканирующем электронном микроскопе, а образцы керна после прокачки химреагента исследуют рентгеновским томографом, проводят сравнение изображений, выделяют наиболее эффективные формы каналов растворения, после чего проводят оценку эффективности кислотной обработки, рассчитывая коэффициент импакции путем компьютерной обработки изображений, и при минимальном значении коэффициента импакции делают вывод о наибольшей эффективности кислотной обработки.

Способ осуществляется следующим образом.

Производят отбор керна и изготовление образцов керна. Далее проводят исследование этих образцов на сканирующем электронном микроскопе. Осуществляют прокачку химреагента через образцы. Затем образцы керна после прокачки химреагента исследуют рентгеновским томографом путем сравнения изображений, и выделяют наиболее эффективные формы каналов растворения. Для оценки эффективности кислотной обработки, проводят определение коэффициента импакции (воздействия) методом компьютерной обработки изображений. Эффективным результатом применения кислотных реагентов является образование доминантной червоточины. Рассчитывают площадь распространения червоточины (Sk). На рис.4 представлено изображение площади распространения червоточин. На рис.5 выделена площадь влияния кислотного состава (Sv).

Определяют глубину проникновения состава (g) путем измерения ее на изображении (рис.9). Затем рассчитывают Ks - отношение площади распространения червоточины (Sk) к площади влияния кислотного состава (Sv). Kl - отношение глубины проникновения кислотного состава (g) к длине образца (1). Используя эти данные, рассчитывают коэффициент импакции Kx - отношение значений Ks к Kl для каждого структурно-генетического типа карбонатной породы. После этого проводят анализ полученных результатов и при минимальном значении коэффициента импакции, делают вывод о наибольшей эффективности кислотной обработки.

Исследования проводят на образцах керна месторождений Республики Татарстан. Для обработки образцов карбонатной толщи среднего карбона используют кислотные составы:

1. Соляная кислота (12%, ГОСТ 3118-77);

2. Соляная кислота + замедлитель СНПХ-8903А (10% по массе, ТУ 2458-314-05765670-2006 с изм.1);

3. Уксусная кислота (10%, ГОСТ 19814-74).

Прокачку кислотных составов производят на установке для фильтрации жидкости (УИПК-1М) через образец породы.

Приводим пример конкретного выполнения.

Пример 1. Отбирают керн, из него изготавливают пять образцов керна. При помощи алмазного круга вырезают образцы с обеих торцевых поверхностей кернов, из которых затем изготавливают прозрачные шлифы. Далее осуществляют визуальное исследование на сканирующем электронном микроскопе для установления особенностей пустотно-порового пространства, определения принадлежности к определенному структурно-генетическому типу карбонатной породы. На фотографиях (рис.1а, ИБЗ-1 - известняк биокластово-зоогенный первого типа; б, ИБЗ-2 - известняк биокластово-зоогенный второго типа; в, ИП - пелитоморфный; г, ИС - строматолитовый, д, ИЛ - литокластовый) прослеживаются различия в структурно-генетических типах карбонатной породы, что является необходимым для дальнейшего исследования на томографе.

Затем проводят прокачку 12% соляной кислоты через выбранные образцы керна на установке УИПК-1М, с рабочим давлением Рраб=4-6 атм, давлением обжима Робж=8 атм. Далее керн исследуют на рентгеновском томографе, изучая полученные изображения (томограммы) каналов растворения (рис.2). Повторяют те же операции с другими образцами.

Проводят сравнение томограмм каждого образца, выделяют наиболее эффективные формы каналов растворения. Для оценки эффективности кислотной обработки, проводят оценку эффективности кислотного воздействия методом компьютерной обработки изображений.

Расчет проводят следующим образом: полученное с помощью рентгеновского томографа изображение помещают в графический редактор CorelDRAW (рис.3), обводят контур червоточины таким образом, чтобы начальная и конечная точки образовывали замкнутую линию - это будет площадь распространения червоточины, Sk (рис.4). Далее проводится замкнутая линия по крайним точкам канала растворения - это площадь влияния кислотного состава, Sv (рис.5). Затем выполняют следующие действия - в меню выбирается панель «Инструменты» → «Запустить макрос» → «Макросы» → SanM_CurveInfo (рис.6). Следующим действием компьютер рассчитывает площадь распространения червоточины, Sk=17,01222 см2 (рис.7), площадь влияния кислотного состава, Sv=21,427057 см2 (рис.8), также определяют длину образца, l=3 см и глубину проникновения кислотного раствора, g, в данном случае l=g=3 см (рис.9). Расчет приведен для известняка биокластово-зоогенного первого типа. Таким образом,

площадь распространения червоточины - Sk=17,01222 см2 (рис.7),

площадь влияния кислотного состава - Sv=21,427057 см2 (рис.8),

глубина проникновения кислотного состава - g=3,0 см (рис.9),

длина образца - l=3,0 см.

Отношение площади распространения червоточины к площади влияния кислотного состава - , Ks=0,7976,

Отношение глубины проникновения кислотного состава к длине образца - Kl=0,8313,

Коэффициент импакции - .

Аналогично рассчитываются все показатели для остальных четырех структурно-генетических типов известняков после воздействия на них соляной кислотой.

Пример 2-3 выполняют аналогично примеру 1, меняя тип кислотного реагента. Состав №2 - HCl + замедлитель СНПХ-8903А, состав №3 - уксусная кислота).

После прокачки кислотного состава №2 через образцы керна исследуют их на рентгеновском томографе, сравнивают изображения и проводят оценку эффективности кислотной обработки с помощью расчетов методом компьютерной обработки изображений.

Расчет для состава №2 (рис.10):

Площадь распространения червоточины - Sk=14,003984 см2,

Площадь влияния кислотного состава - Sv=32,720104 см2,

Глубина проникновения кислотного состава - g=3,0 см,

Длина образца - l=3,0 см,

Отношение площади распространения червоточины к площади влияния кислотного состава - , Ks=0,42799,

Отношение глубины проникновения кислотного состава к длине образца - Kl=0,8738,

Коэффициент импакции - .

Расчет для состава №3 (рис.11):

Площадь распространения червоточины - Sk=15,33754 см2,

Площадь влияния кислотного состава - Sv=26,83441 см2,

Глубина проникновения кислотного состава - g=3,0 см,

Длина образца - l=3,0 см,

Отношение площади распространения червоточины к площади влияния кислотного состава - , Ks=0,4993,

Отношение глубины проникновения кислотного состава к длине образца - Kl=1,

Коэффициент импакции - .

Кислотный состав по полученным данным считают оптимальным, при минимальном коэффициенте импакции Kx.

Расчеты коэффициента импакции Kx для всех структурно-генетических типов известняков показали, что наиболее эффективным кислотным составом оказался HCl+СНПХ-8903-А (состав №2).

Таким образом, предлагаемое изобретение позволяет определить и визуализировать степень изменения перового пространства пород-коллекторов, слагающих продуктивную часть разреза в зоне проведения кислотного воздействия с целью повышения продуктивности скважин. При сопоставлении всех результатов исследований, ранжировании каналов фильтрации, получают объективную визуальную и численную характеристику распределения кислотного состава в прискваженной зоне с учетом структурно-генетических особенностей продуктивного пласта-коллектора.

Данное изобретение решает задачу повышения точности определения растворяющих свойств кислотного состава, визуальной информативности способа и оценки эффективности кислотной обработки пласта.

Способ оценки эффективности и контроля кислотной обработки карбонатного пласта, включающий отбор керна, изготовление образцов керна, прокачку через образцы керна химического реагента, изготовление шлифов со стороны входа и выхода химреагента, отличающийся тем, что до прокачки химреагента через изготовленные образцы керна предварительно проводят исследования их на сканирующем электронном микроскопе, а образцы керна после прокачки химреагента исследуют рентгеновским томографом, проводят сравнение изображений, выделяют наиболее эффективные формы каналов растворения, после чего проводят оценку эффективности кислотной обработки, рассчитывая коэффициент импакции путем компьютерной обработки изображений и при минимальном значении коэффициента импакции делают вывод о наибольшей эффективности кислотной обработки.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности устройства за счет комплексного термогазодинамического и химического воздействия на призабойную зону пласта нефтяной скважины, уменьшение шлакообразования относительно массы устройства в 3-5 раз, упрощение изготовления устройства.
Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки околоскважинной зоны.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для кислотной обработки призабойной зоны пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными или терригенными коллекторами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для обработки неоднородных по проницаемости карбонатных и терригенных пластов.
Изобретение относится к нефтяной промышленности. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности. .
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения эффективности обработки призабойной зоны скважины. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при освоении добывающих скважин. .
Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано для повышения проницаемости призабойной зоны пласта. .

Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта может быть использован для повышения нефтеотдачи пласта. В способе обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающем последовательную закачку углеводородного раствора продукта на основе неионогенного поверхностно-активного вещества и кислотосодержащего реагента, в качестве углеводородного раствора продукта на основе неионогенного поверхностно-активного вещества используют углеводородный раствор эмульгатора инвертной эмульсии или углеводородный раствор смеси неионогенных поверхностно-активных веществ, или углеводородный раствор смеси неионогенных поверхностно-активных веществ с анионоактивными поверхностно-активными веществами, который продавливают в пласт водой, проводят выдержку в течение 1-24 часов, после чего закачивают кислотосодержащий реагент и продавливают его в пласт водой. Технический результат - повышение эффективности обработки. 4 пр., 2 табл.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны пласта при добыче нефти и газа. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной зоны скважины в карбонатном пласте за счет образования глубоко проникающих каналов в призабойной зоне, предотвращение нейтрализации кислотного раствора на поверхности скважины с образованием каверн, исключение обводнения скважины. В способе кислотной обработки призабойной зоны скважины в карбонатном пласте, включающем закачку кислотного раствора в скважину, продавливание кислотного раствора продавочной жидкостью, выдерживание скважины для реагирования кислотного раствора и осваивание скважины, перед закачкой кислотного раствора в скважину определяют пористость и проницаемость продуктивного пласта, а также температуру продуктивного пласта. После чего рассчитывают объемную скорость закачки кислотного раствора и продавочной жидкости в скважину по формуле q = q 0 ⋅ e 25.8 − 7550 T K m 10 ⋅ h где q - объемная скорость закачки кислотного раствора и продавочной жидкости в скважину, м3/с, h - толщина продуктивного пласта, м; T - температура продуктивного пласта, К; K - проницаемость продуктивного пласта, мкм2; m - пористость продуктивного пласта, доли единицы; q0 - эмпирический коэффициент, равный от 0,05 до 0,20. Закачивают кислотный раствор и продавочную жидкость с рассчитанной объемной скоростью. Закачку кислотного раствора в скважину проводят под давлением на забое ниже давления раскрытия естественных микротрещин.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны скважины. Способ обработки пласта включает спуск колонны труб с пакером в интервал перфорации пласта. Промывают скважину, оснащенную центральной и затрубной задвижками. Сажают пакер выше пласта и обрабатывают скважину закачкой раствора кислоты по колонне труб в импульсном режиме. Перед обработкой пласта задают оптимальную приемистость пласта. Затем колонну труб на устье скважины ниже пакера оснащают импульсным пульсатором жидкости. При этом между пакером и пульсатором жидкости устанавливают клапан. Спускают колонну труб в скважину так, чтобы пакер размещался выше пласта, после чего промывают скважину технологической жидкостью при открытых центральной и затрубной задвижках прямой круговой циркуляцией в течение 1 ч. Далее продолжают круговую циркуляцию технологической жидкости, периодически прикрывают затрубную задвижку до роста забойного давления на 3-5 МПа от начального давления с последующим открыванием затрубной задвижки до появления прозрачной жидкости. При этом не превышают допустимое давление на эксплуатационную колонну. Далее продолжают круговую циркуляцию в течение 0,5 ч. Затем в колонну труб закачивают углеводородный растворитель, сажают пакер, продавливают в пласт углеводородный растворитель технологической жидкостью под давлением, не превышающим допустимое давление на пласт. Срывают пакер и оставляют скважину на технологическую выдержку. Далее в колонну труб закачивают подогретый до температуры 40-50°С глинокислотный раствор, сажают пакер, продавливают в пласт глинокислотный раствор технологической жидкостью под давлением, не превышающим допустимое давление на пласт. Срывают пакер, и оставляют скважину на технологическую выдержку. По окончании технологической выдержки приводят в действие клапан и отсекают импульсный пульсатор жидкости. Затем срывают пакер, доспускают колонну труб так, чтобы радиальные отверстия клапана находились напротив пласта, и обратной круговой циркуляцией вымывают продукты реакции в течение 1 ч. После чего закрывают центральную задвижку и производят закачку в пласт технологической жидкости через затрубье и определяют действительную приемистость пласта. Техническим результатом является повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта и упрощение технологического процесса осуществления способа. 3 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта за счет повышения проницаемости призабойной зоны пласта с одновременным упрощением технологического процесса и снижением стоимости и продолжительности обработки пласта. Способ обработки призабойной зоны скважины включает спуск колонны труб с пакером в интервал перфорации пласта, промывку скважины, посадку пакера в эксплуатационной колонне скважины с центральной и затрубной задвижками выше пласта и закачку раствора соляной кислоты по колонне труб в импульсном режиме, технологическую выдержку для реагирования и извлечение продуктов реакции. Перед обработкой призабойной зоны скважины задают оптимальную приемистость пласта. На устье скважины колонну труб ниже пакера оснащают импульсным пульсатором жидкости, при этом между пакером и импульсным пульсатором жидкости устанавливают клапан, спускают колонну труб в скважину так, чтобы пакер размещался выше пласта, после чего при открытых центральной и затрубной задвижках промывают скважину технологической жидкостью в импульсном режиме прямой круговой циркуляцией в течение 10-20 мин. Закрывают затрубную задвижку и производят закачку в пласт технологической жидкости под давлением, не превышающим допустимое давление на эксплуатационную колонну, в течение 5-10 мин. Открывают затрубную задвижку и производят излив технологической жидкости из скважины. Промывку и излив технологической жидкости повторяют 3-5 раз. Далее определяют действительную приемистость пласта при давлении, не превышающем допустимое давление на эксплуатационную колонну. Если действительная приемистость ниже оптимальной, то в скважине напротив интервала пласта устанавливают солянокислотную «ванну» под давлением, не превышающим допустимое давление на эксплуатационную колонну. Если действительная приемистость равна или выше оптимальной, то в колонну труб закачивают углеводородный растворитель, доводят его до пласта по колонне труб, сажают пакер и продавливают в пласт технологической жидкостью в объеме на 0,5-1 м3 больше объема вытесненного реагента из колонны труб под давлением, не превышающим допустимое давление на пласт. Оставляют скважину на технологическую выдержку. По окончании технологической выдержки приводят в действие клапан и отсекают импульсный пульсатор жидкости, затем срывают пакер, доспускают колонну труб так, чтобы радиальные отверстия клапана находились напротив пласта, и обратной круговой циркуляцией вымывают продукты реакции в течение 3-5 ч, при этом контролируют приток жидкости из пласта. Затем закрывают затрубную задвижку и закачкой технологической жидкости по колонне труб через клапан определяют приемистость скважины под давлением приемистости пласта. 4 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта за счет повышения проницаемости призабойной зоны пласта с одновременным упрощением технологического процесса, снижением стоимости и продолжительности обработки пласта. Способ обработки призабойной зоны скважины включает спуск колонны труб с пакером в интервал перфорации пласта, промывку скважины, оснащенной центральной и затрубной задвижками, посадку пакера выше пласта и обработку скважины закачкой раствором кислоты по колонне труб в импульсном режиме, технологическую выдержку для реагирования и извлечение продуктов реакции. Перед обработкой призабойной зоны скважины задают оптимальную приемистость пласта. Затем колонну труб на устье скважины ниже пакера оснащают импульсным пульсатором жидкости, при этом между пакером и пульсатором жидкости устанавливают клапан. Спускают колонну труб в скважину так, чтобы пакер размещался выше пласта, после чего при открытых центральной и затрубной задвижках промывают скважину технологической жидкостью в импульсном режиме прямой круговой циркуляцией в течение 10-20 мин. Закрывают затрубную задвижку, и производят закачку в пласт технологической жидкости под давлением, не превышающим допустимое давление на эксплуатационную колонну, в течение 5-10 мин. Открывают затрубную задвижку и производят излив технологической жидкости из скважины. Промывку и излив технологической жидкости повторяют 3-5 раз. Затем в колонну труб закачивают углеводородный растворитель, сажают пакер и в импульсном режиме продавливают в пласт углеводородный растворитель технологической жидкостью под давлением, не превышающим допустимое давление на пласт, и оставляют скважину на технологическую выдержку. По окончании технологической выдержки приводят в действие клапан и отсекают импульсный пульсатор жидкости, затем срывают пакер, доспускают колонну труб так, чтобы радиальные отверстия клапана находились напротив пласта, далее промывают скважину технологической жидкостью при открытых центральной и затрубной задвижках прямой круговой циркуляцией в течение 2 ч. При этом периодически прикрывают затрубную задвижку до роста забойного давления на 3-5 МПа от начального давления с последующим открыванием затрубной задвижки до появления прозрачной жидкости, но при этом не превышают допустимое давление на эксплуатационную колонну. Затем в колонну труб последовательно закачивают солянокислотный раствор и подогретый до температуры 40-50°C глинокислотный раствор, сажают пакер, продавливают в пласт солянокислотный и глинокислотный растворы технологической жидкостью под давлением, не превышающим допустимое давление на пласт, срывают пакер, оставляют скважину на технологическую выдержку и обратной круговой циркуляцией вымывают продукты реакции до появления прозрачной жидкости, после этого определяют действительную приемистость пласта. 5 ил.

Изобретение относится к добыче углеводородов или воды из скважин. Технический результат - эффективная одностадийная обработка с ликвидацией углеводородных, эмульсионных или водяных барьеров и растворением кислоторастворимых материалов с контролируемой скоростью. Способ обработки подземного пласта для растворения кислоторастворимого материала и солюбилизации углеводородов, эмульсий и водяных барьеров включает: введение в подземный пласт мицеллярной дисперсии, представляющей собой микроэмульсию IV Уинсору, содержащей воду, один или несколько предшественников органических кислот, одно или несколько поверхностно-активных веществ и необязательно один или несколько представителей, выбираемых из солей, вспомогательных поверхностно-активных веществ и/или органических жидкостей, которые не являются предшественниками органических кислот; обеспечение солюбилизации мицеллярной дисперсией углеводородов, эмульсий или водяных барьеров, присутствующих в подземном пласте, и гидролиза «in situ», по меньшей мере, части предшественника органической кислоты для получения достаточного количества органической кислоты, так чтобы происходило существенное растворение кислоторастворимого материала, присутствующего в фильтрационных корках, или по соседству с ними, или другом повреждении в подземном пласте. Гидролиз предшественника органической кислоты приводит к получению, по меньшей мере, одной из: муравьиной, уксусной, гликолевой и молочной кислот. Концентрация предшественника органической кислоты, введенного в мицеллярную дисперсию, составляет, по меньшей мере, 1% (мас./об.). Период останова скважины после введения мицеллярной дисперсии составляет 0,5 часа или более. Изобретение развито в зависимых пунктах. 23 з.п. ф-лы, 5 табл., 3 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при осуществлении гидравлического разрыва пласта преимущественно в карбонатных пластах. В способе гидравлического разрыва карбонатного пласта, включающем перфорацию стенок скважины в необходимом интервале скважины каналами глубиной не менее протяженности зоны концентрации напряжений в породах от ствола скважины, спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб - КНКТ с пакером, герметизацию межтрубного пространства пакером выше интервала перфорации, проведение гидравлического разрыва пласта путем закачки в скважину гелеобразной жидкости разрыва этапами и кислоты, гидравлический разрыв карбонатного пласта осуществляют последовательно в несколько этапов, причем на первом этапе закачивают гелеобразную жидкость разрыва в объеме не менее 6 м3, на втором этапе закачивают гелеобразную жидкость разрыва в смеси с расклинивающим агентом, причем в качестве расклинивающего агента применяют металлические сферы фракционным составом 12/18, или 16/20, или 20/40 меш, изготовленные из металла магния, причем расклинивающий агент закачивают порционно с постепенным увеличением его концентрации в смеси с гелеобразной жидкостью разрыва, на третьем этапе закачивают продавочную жидкость - техническую воду в объеме, равном внутреннему объему спущенной в скважину КНКТ, на четвертом этапе закачивают соляную кислоту в объеме не менее 0,6-0,7 от общего объема гелеобразной жидкости разрыва, на пятом этапе закачивают продавочную жидкость - техническую воду в объеме, равном объему спущенной в скважину КНКТ плюс 0,2 м3. Технический результат - повышение эффективности способа в карбонатных пластах, содержащих труднорастворимые асфальто-смолистые отложения, упрощение способа и защита эксплуатационной колонны. 3 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки пласта за счет предварительной очистки и промывки призабойной зоны скважины углеводородным растворителем с последующей обработкой раствором соляной кислоты в пульсирующем режиме с короткими по времени импульсами с увеличением объема, что при последующей разработке пласта позволит повысить продуктивность пласта, упрощение технологического процесса, снижение стоимости и продолжительности обработки пласта. Способ обработки призабойной зоны скважины включает спуск колонны труб в интервал перфорации пласта, импульсную закачку 10-15%-ного водного раствора соляной кислоты по колонне труб, технологическую выдержку в течение 3,0 часов для реагирования и извлечение продуктов реакции. Перед спуском в скважину колонну труб снизу вверх оснащают устройством для импульсной закачки жидкости, разрушаемым клапаном, перфорированным отверстиями патрубком с втулкой внутри и пакером. В процессе спуска колонны труб перфорированный отверстиями патрубок устанавливают на 2 метра ниже нижнего интервала перфорации пласта. Производят закачку углеводородного растворителя по колонне труб в непрерывном режиме при не посаженном пакере и оставляют скважину на технологическую выдержку. В процессе технологической выдержки в 4 цикла через каждые 20 мин поочередно в колонну труб и межколонное пространство скважины закачивают технологическую жидкость в объеме 0,5 м3, после чего вымывают углеводородный растворитель и продукты реакции обратной промывкой в объеме скважины. Затем приподнимают колонну труб так, чтобы устройство для импульсной закачки жидкости размещалось напротив подошвы пласта, производят посадку пакера, перемещают вниз втулку относительно перфорированного отверстиями патрубка и герметизируют отверстия перфорированного патрубка втулкой с ее фиксацией относительно перфорированного отверстиями патрубка, заполняют колонну труб технологической жидкостью и созданием избыточного давления срезают разрушаемый клапан и гидравлически сообщают колонну труб через устройство для импульсной закачки жидкости с пластом. Затем по колонне труб в импульсном режиме производят закачку и продавку технологической жидкостью 10-15%-ного водного раствора соляной кислоты в объеме из расчета 0,8 м3 на 1 м толщины пласта с постепенным увеличением расхода закачки 10-15%-ного водного раствора соляной кислоты от 0,5 м3/ч до 0,8 м3/ч, выполняют технологическую выдержку для реагирования в течение 3,0 ч и производят извлечение продуктов реакции свабированием. 1 пр., 2 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной зоны пласта. В способе обработки призабойной зоны пласта разобщают пространство скважины выше и ниже интервала перфорации, закачивают в разобщенное пространство растворитель асфальто-смолистых и парафиновых отложений АСПО, кислотный реагент - водный раствор кислоты и продавочную жидкость с максимально возможным расходом при давлении не более 5 МПа, проводят технологическую выдержку для реагирования компонентов, осваивают скважину свабированием. В качестве растворителя АСПО используют смесь растворителей МИА-пром, ИТПС-РС и технической воды при объемном соотношении компонентов (0,34-0,38):(0,03-0,05):(0,57-0,63), в качестве кислотного реагента - ПАКС, в качестве продавочной жидкости - нефть. 3 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для освоения газовых и газоконденсатных скважин при вторичном вскрытии продуктивных пластов. Сущность изобретения: производят спуск насосно-компрессорных труб с воронкой до интервала перфорации. Через колонну НКТ в интервал перфорации производят спуск на геофизическом кабеле одного или нескольких, в зависимости от размера интервала, кумулятивных перфораторов с присоединенным контейнером, заполненным химическим веществом, например пенообразующим составом или композицией газогенерирующего состава с пенообразующим. Первым срабатывает контейнер путем разрушения защитной оболочки. Химическое вещество понижает плотность раствора, находящегося в интервале перфорации скважины, в результате чего создается депрессия (Рпл.>Рзаб.). Производят отстрел перфораторов. После того как появилось сообщение с пластом в результате перфорации, вспененная жидкость (газированная смесь), остатки бурового раствора выносятся на поверхность потоком газа. Обеспечивается сокращение трудовых и материальных затрат на проведение мероприятий по очистке скважины от бурового раствора, техногенных жидкостей, гидратов и повышение качества вторичного вскрытия пластов, уменьшение времени вывода скважины на оптимальный технологический режим работы. 4 з.п. ф-лы, 9 ил.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2013-11-10 2013-11-09T00:40:07
Наверх