Способ повышения продуктивности скважин (варианты)

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к вариантам способа повышения продуктивности скважин. Технический результат - повышение эффективности способа. По способу осуществляют закачку первой и второй оторочек через разделительную жидкость на углеводородной или водной основе в расчетный район скважины. При этом в продуктивных пластах с рыхлыми - слабосцементированными пористыми и/или трещиноватыми коллекторами определяют наличие зоны остаточной нефтенасыщенности. Определяют наличие зоны предельного водонасыщения, недонасыщенной переходной зоны с зоной рыхлосвязанной воды с интенсивным течением диффузных слоев воды и с подзоной повышенного содержания нефти. Определяют наличие зоны предельного нефтенасыщения. Учитывают наличие или отсутствие глинистых перемычек на границах зоны предельного водонасыщения и переходной зоны. Отсекают водонасыщенную зону от зоны предельного нефтенасыщения и обеспечивают приток нефти в продуктивный пласт из подзоны повышенного содержания нефти. Закачку осуществляют в расчетный район добывающей и/или нагнетательной скважин. При этом разделительную жидкость закачивают в количестве от 0,1 до 500% от объема первой оторочки. Вторую оторочку закачивают в количестве от 0,1 до 250% от объема первой оторочки. В качестве первой оторочки используют полимерную смолу. В качестве второй оторочки используют полимерный отвердитель. После закачки осуществляют перевод скважины в режим притока углеводорода. 3 н. и 21 з.п. ф-лы, 47 пр., 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно, к способам повышения продуктивности скважин за счет повышения дебита скважины.

Известен способ изоляции воды в призабойной зоне добывающей скважины, включающий закачку в пласт полимерной смолы и отвердителя или нефтецементные смеси, при этом водоизоляционный материал размещают в строго определенном кольцевом пространстве вокруг ствола скважины. А объемы водоизоляционного состава и продавочной жидкости определяют исходя из текущих значений приемистости скважины, выдержку скважины в покое и перевод скважины в режим притока углеводородов (Патент РФ №2326229, E21B 33/13, опубл. 10.06.2008 г.).

Недостатками данного технического решения является то, что повышение продуктивности скважины связано с изоляцией призабойной зоны, которую осуществляют с учетом определения объема закачки компонентов, при этом определяют объем закачки в зависимости от текущих значений приемистости скважины и радиуса эквипотенциалей, но в процессе эксплуатации скважины значения приемистости постоянно изменяются, что усложняет процесс определения объема закачки компонентов, кроме этого закачку в пласт компонентов осуществляют в строго определенном кольцевом пространстве вокруг ствола скважины и без учета зонального строения газонефтяной залежи.

Известен способ изоляции зон водопритока в скважине, включающий последовательную закачку в зону водопритока полимерной смолы через разделительную жидкость на водной основе, закачку отвердителя полимерного состава (Патент РФ №2237797, E21B 33/128, опубл. 10.10.2004 г.).

Недостатками данного технического решения является то, что повышение продуктивности скважины связано с изоляцией зон водопритока, которую осуществляют без учета зонального строения газонефтяной залежи по высоте и характера нарушения, что требует дополнительного вскрытия пласта, а это приводит к образованию дополнительных трещин, соединяющих водяные пласты с продуктивным пластом, и уменьшает толщину продуктивного пласта.

Наиболее близким техническим решением является способ повышения продуктивности скважин, включающий закачку в пласт первой и второй оторочек, закачку осуществляют через разделительную жидкость на углеводородной или водной основе в район продуктивного пласта или выше интервала перфорации и последовательно осуществляют перевод скважины в режим притока углеводорода, при этом закачку разделительной жидкости осуществляют в количестве от 0,1 до 50% от объема первой оторочки, а закачку второй оторочки осуществляют в количестве от 10 до 150% от объема первой оторочки, первая оторочка дополнительно снабжена порообразователем в количестве от 0,1% до 15% от объема первой оторочки, в качестве первой оторочки используют полимерные смолы и в качестве второй оторочки используют полимерные отвердители, что дополнительно осуществляют закачку компонента, содержащего вязкоупругую пачку на углеводородной или водной основе в количестве от 70% до 1000% от объема первой оторочки, что дополнительно осуществляют закачку компонента, содержащего цементный раствор в количестве от 30 до 400% от объема первой оторочки (Патент РФ №2492317, E21B 43/22, опубл. 10.09.2013 г., прототип).

Недостатками данного технического решения является то, что повышение продуктивности скважины связано с изоляцией зон водопритока, которую осуществляют без учета подзоны рыхлосвязанной воды переходной зоны, так как, отсекая эту подзону от продуктивного пласта, происходит отсечение заколонного перетока, а без этой добавки пластовая вода, имеющая большую плотность, поступает в интервал перфорации снизу или сверху и препятствует поступлению более легкой нефти из продуктивного пласта и, соответственно, снижает поступление нефти из продуктивного пласта в целом, кроме этого изоляцию зон водопритока осуществляют без учета наличия или отсутствия глинистых перемычек на границах зоны предельного водонасыщения и переходной зоны.

Предлагаемый способ повышения продуктивности скважин позволит устранить указанные выше недостатки, кроме того, позволяет повысить продуктивность скважины за счет закачки полимерных композиций в добывающую и/или нагнетательную скважины, которые утолщают продуктивный пласт, при этом учитывая подзоны рыхлосвязанной воды переходной зоны и наличия или отсутствия глинистых перемычек на границах зоны предельного водонасыщения и переходной зоны, отсекая зону водонасыщения от зоны предельного нефтенасыщения и тем самым получая приток дополнительной нефти из переходной зоны и присоединяя ее к продуктивному пласту, при этом способ повышения продуктивности скважин включает закачку первой и второй оторочек через разделительную жидкость на углеводородной или водной основе в расчетный район добывающей и/или нагнетательной скважин, при этом в добывающую и в нагнетательную скважины закачку осуществляют одновременно, разделительной жидкости закачивают в количестве от 0,1 до 500% от объема первой оторочки, второй оторочки закачивают в количестве от 0,1 до 250% от объема первой оторочки, в качестве первой оторочки используют полимерную смолу, в качестве второй оторочки используют полимерный отвердитель, после закачки осуществляют перевод скважины в режим притока углеводорода, в качестве отвердителя полимерного используют жидкий или порошкообразный полимерный отвердитель кислотного или нейтрального состава, дополнительно осуществляют закачку сухого цемента и/или цементного раствора на углеводородной основе в количестве от 0,1 до 2000% от объема первой оторочки через разделительную жидкость на водной основе, что дополнительно осуществляют закачку цементного раствора на углеводородной основе в количестве от 0,1 до 2000% от объема первой оторочки через разделительную жидкость на водной основе, дополнительно осуществляют выдержку скважины в покое на заданный интервал времени после закачки второй оторочки, разделительная жидкость дополнительно снабжена порообразователем в расчетном количестве, первая оторочка дополнительно снабжена порообразователем, взятым в расчетном количестве, вторая оторочка дополнительно снабжена порообразователем, взятым в расчетном количестве, в качестве порообразователя используют порошкообразные или жидкие продукты, в качестве отвердителя полимерного используют жидкий или порошкообразный полимерный отвердитель щелочного состава.

Способ повышения продуктивности скважин включает закачку вязкоупругой пачки, первой и второй оторочек через разделительную жидкость в расчетный район добывающей и/или нагнетательной скважин, при этом в добывающую и в нагнетательную скважины закачку осуществляют одновременно, вязкоупругой пачки закачивают в количестве от 0,1 до 5000% от объема первой оторочки, второй оторочки закачивают в количестве от 0,1 до 250% от объема первой оторочки, разделительной жидкости закачивают в количестве от 0,1 до 500% от объема первой оторочки и цементного или полимерцементного раствора закачивают в количестве от 0,1 до 2000% от объема первой оторочки, в качестве первой оторочки используют полимерную смолу, в качестве второй оторочки используют полимерный отвердитель, в качестве цементного раствора используют цементный раствор на водной основе или на углеводородной основе, после закачки осуществляют перевод скважины в режим притока углеводорода, дополнительно осуществляют выдержку скважины в покое на заданный интервал времени после закачки разделительной жидкости на водной основе, первая оторочка дополнительно снабжена порообразователем, взятым в расчетном количестве, вторая оторочка дополнительно снабжена порообразователем, взятым в расчетном количестве, дополнительно осуществляют закачку разделительной жидкости в количестве от 0,1 до 500% от объема первой оторочки после закачки вязкоупругой пачки, разделительная жидкость дополнительно снабжена порообразователем в расчетном количестве, в качестве порообразователя используют порошкообразные или жидкие продукты.

Способ повышения продуктивности скважин включает закачку первой и второй оторочек через разделительную жидкость, вязкоупругой пачки в расчетный район добывающей и/или нагнетательной скважин, при этом в добывающую и в нагнетательную скважины закачку осуществляют одновременно, второй оторочки закачивают в количестве от 0,1 до 250% от объема первой оторочки, вязкоупругой пачки закачивают в количестве от 0,1 до 5000% от объема первой оторочки, сухого цемента и/или цементного или полимерцементного раствора закачивают в количестве от 0,1 до 2000% от объема первой оторочки, при этом в качестве первой оторочки используют полимерную смолу, в качестве второй оторочки используют полимерный отвердитель, в качестве цементного раствора используют цементный раствор на водной основе или на углеводородной основе, после закачки осуществляют перевод скважины в режим притока углеводорода, в качестве отвердителя полимерного используют жидкий или порошкообразный полимерный отвердитель кислотного или нейтрального состава, в качестве отвердителя полимерного используют жидкий или порошкообразный полимерный отвердитель щелочного состава, дополнительно осуществляют выдержку скважины в покое на заданный интервал времени после закачки второй оторочки, первая оторочка дополнительно снабжена порообразователем, взятым в расчетном количестве, вторая оторочка дополнительно снабжена порообразователем, взятым в расчетном количестве, в качестве порообразователя используют порошкообразные или жидкие продукты.

В предлагаемом способе повышения продуктивности скважин в качестве разделительной жидкости используют, например, ШФЛУ, газолин, ацетон, растворитель, некондиционный бензин, «Синол-М» и газоконденсат, на нефтяной основе - нефть и эмульгатор, пресную воду, техническую воду.

В качестве полимерной смолы применяют формальдегидные смолы, такие как мочевино-формальдегидная (карбамидо-формальдегидная, карбамидная) смола, например «Резойл-К» феноло-формальдегидная, например, «Резойл-Ф», феноло-резорцино-формальдегидная, например ФРФ-50Р или ФРФ-50РМ, меламино-формальдегидная смола, феноло-анилино-формальдегидная смола, анилино-формальдегидная смола, тиомочевино-формальдегидная смола, сульфамидо-формальдегидная смола, и др. формальдегидные смолы, как соответствующие стандартам, например, ГОСТ 16388-70, ГОСТ 16704-71, ТУ 13-369-77, ТУ 6-10-1192, так и несоответствующие стандартам, то есть вновь разрабатываемая марка формальдегидной смолы.

Смолы (продукты поликонденсации) феноло-резорцино-формальдегидные марки ФРФ-50Р или ФРФ-50РМ выпускают по ТУ-6-05-1638-78. ФРФ-50Р или ФРФ-50РМ представляют собой пористые или монолитные смолы. Смолы марки «Резойл-К» выпускаются по ТУ 2221-637-55778270-2004, изм.1 от 25.08.2010 г. Смолы марки «Резойл-Ф» выпускаются по ТУ 2221-669-55778270-2004, изм. №1 от 10.12.2010 г.

В качестве отвердителя полимерного применяют жидкий или порошкообразный отвердитель щелочного, кислотного или нейтрального состава.

Например, для высокотемпературных пластов от +80 до +150°C используют, как правило, нейтральные порошкообразные отвердители, которые добавляют в смолу или отвердитель и размешивают на поверхности. В редких случаях используют жидкий отвердитель; для пластовых температур от +50°C до +80°C используют в основном жидкие или порошкообразные отвердители щелочного состава. Так как для этих пластовых температур использование кислотных отвердителей может привести к разрушению цементного кольца. Смола и отвердитель в данном диапазоне пластовых температур используются в основном раздельно, через разделительную пачку последовательно. В редких случаях смолу и отвердитель перемешивают на поверхности;

для пластовых температур от +30°C до +50°C используют как кислотные, так и щелочные отвердители. Для получения монолитной смолы перемешивают их на поверхности, а для получения пористого материала используют последовательно через разделительную пачку;

для пластовых температур ниже +30°C рекомендуется использовать кислотные отвердители, состоящие из смеси органических кислот. Для получения монолитной смолы перемешивают их на поверхности, а для получения пористого материала используют последовательно через разделительную пачку. При низких пластовых температурах кислотные растворы не взаимодействуют с цементным кольцом и не нарушают его целостности. Полимеризация композиции происходит за счет изменения pH среды.

Также в композиции учитывают совместимость отвердителей с порообразователями и вмещающими породами.

В качестве жидкого полимерного отвердителя используют, например, составы полимерного отвердителя «ГЕОТЕРМ».

В качестве щелочного жидкого полимерного отвердителя используют, например, раствор уротропина в формалине, выпускаемый по ТУ 6-05-281-22-89 или по ТУ 2257-001-50527705-2012.

В качестве кислотного жидкого полимерного отвердителя используют, например, раствор органических кислот выпускаемый, например, по ТУ 2257-001-50527705-2012.

В качестве нейтрального жидкого полимерного отвердителя используют, например, раствор, выпускаемый по ТУ 2257-001-50527705-2012.

В качестве порошкообразного полимерного отвердителя используют, например, «ГЕОТЕРМ-101 до 122», выпускаемый по ТУ 2257-001-50527705-2012.

В качестве порообразователя используют порошкообразные или жидкие продукты, добавляемые в зависимости от выбранного вида компонента и особенностей геологического строения объекта применения, например углеаммонийную соль, карбонаты или бикарбонаты натрия, алюминиевую или магниевую пудру.

Количество порообразователя задают, в том числе и в зависимости от выбранного вида компонента, и особенностей геологического строения объекта применения. Тип порообразователя выбирают, в том числе и по давлению закачки композиции в расчетный район, учитывая совместимость его с полимерными смолой и отвердителем, так как по гранулометрическому составу тип порообразователя выбрать затруднительно и во многих случаях, особенно в рыхлых колекторах, отбор кернового материала незначительный (составляет менее 50%), а отобранная проба по модулю крупности будет не представительна.

Полимерная смола дополнительно снабжена порообразователем в расчетном количестве.

Отвердитель полимерный дополнительно снабжен порообразователем в расчетном количестве, при этом количество порообразователя в нем задают в зависимости от выбранного вида отвердителя полимерного.

Разделительная жидкость дополнительно снабжена порообразователем в расчетном количестве, что дополнительно повышает продуктивность скважины за счет создания дополнительной латеральной фильтрации.

Например, при давлении закачки до 40 атм порообразователь добавляют в смолу или в отвердитель, или в разделительную жидкость, при давлении закачки от 40 до 60 атм порообразователь добавляют в смолу, отвердитель или в смолу, разделительную жидкость, при давлении закачки свыше 60 атм порообразователь распределяют равномерно в смоле, разделительной жидкости, отвердителе.

Компоненты порообразователь, смола, отвердитель, использованные в расчетном количестве в заявленном Способе, представлены в готовых полимерных композициях «ГЕОТЕРМ» от 01 до 22, выпускаемые по ТУ 2257-075-26161597-2007 или по ТУ 2257-001-50527705-2012, например, порообразователь добавляется в заводских условиях, или в смолу - композиция «Геотерм-11», или в отвердитель - композиция «Геотерм-22», или размешивают на поверхности перед закачкой вместе с полимерными смолой и отвердителем, например композиция «Геотерм-04», «Геотерм-05», «Геотерм-08».

В качестве сухого цемента используют, например, цемент марки G.

В качестве цементного раствора на углеводородной основе используют, например, раствор сухого цемента с дизельным топливом в расчетном количестве, раствор сухого цемента с дегазированной, обезвоженной нефтью в расчетном количестве.

В качестве цементного раствора на водной основе используют, например, водный раствор цемента плотностью 1,75-1,8 т/м³.

В качестве полимерцементного раствора используют, например, растворы смолы с отвердителем и с цементом плотностью 1,45-1,5 т/м³.

Объемы закачки первой оторочки, порообразователя, а также выбор и необходимость закачки компонентов, таких как сухой цемент, цементный раствор, зависят прежде всего от перевода скважины на другие эксплуатационные объекты, когда прежний эксплуатационный объект исчерпал свои запасы нефти, газа, а также от положения водонефтяного контакта (ВНК) и газонефтяного контакта (ГНК) с учетом наличия или отсутствия глинистых перемычек на границах зоны предельного водонасыщения и переходной зоны; проницаемости пласта, тесно связанной с коэффициентом нефтенасыщения, по проницаемости и привязанному к нему коэффициенту насыщения проводят раздел границы переходной зоны В и подразделяют ее на две подзоны: В1 и В2.

Известно, что в природных породах-коллекторах присутствует прочносвязанная (адсорбированная), рыхлосвязанная (вода диффузных слоев) и свободная вода. Такое деление справедливо для артезианских бассейнов при наличии в пласте однородной жидкости - пластовой воды. В нефтяных и газонефтяных залежах распределение воды по их высоте более сложное.

В природе не существует четких границ между пластовыми флюидами, и свободный газ, подвижная в обычном понимании нефть и свободная вода разделены между собой в залежах по гравитационно-капиллярному принципу. Закон изменения водонасыщенности пород по высоте залежей нефти и газа один: водонасыщенность закономерно возрастает по мере приближения к полностью водонасыщенным породам (к «зеркалу свободной воды»).

Чем выше контраст порометрических характеристик контактирующих слоев в залежи и выше неоднородность (расчлененность) ее строения, тем сложнее характер изменения остаточной водонасыщенности по высоте залежи. Характер распределения водонасыщенности по высоте реальной залежи получают путем построения графика изменения величины k_в или k_нг в зависимости от абсолютной глубины залегания пластов (или удаления по вертикали пласта от отметки ВНК) по всем скважинам месторождения. Высота каждой зоны зависит от геологических особенностей строения и условий формирования залежи и коллекторских свойств пород.

Из особенности принятой системы разработки в предлагаемом способе также дополнительно учитывают наличие прорывов нагнетаемой воды в ствол добывающей скважины. Возможность ликвидации нагнетаемой воды при производстве работ по повышению продуктивности скважин, в том числе и РИР, в нагнетательной скважине, а также целесообразность проведения работ по повышению продуктивности скважин, в том числе и PUP, одновременно в добывающей и в нагнетательной скважине, при этом в добывающей скважине, в том числе и с целью ликвидации прорывов, а в нагнетательной, в том числе и с целью выравнивания профиля приемистости нагнетаемой воды. Предлагаемый способ повышения продуктивности скважин позволяет проводить подобные работы.

На чертеже изображен график изменения градиента нефтенасыщенности по разрезу нефтяной залежи Федоровского месторождения, где зоны: А - водонасыщенная, Б - остаточной нефтенасыщенности, В - недонасыщенная переходная, при этом B1 - зона рыхлосвязанной воды с интенсивным течением диффузных слоев воды, В2 - подзона повышенного содержания нефти, и зона Г - предельного нефтенасыщения.

Способ повышения продуктивности скважин осуществляют следующим образом.

Определяет объемы закачки и последовательность, цикличность закачек компонентов в зависимости от перевода скважины на другой эксплуатационный объект, положения водонефтяного контакта (ВНК) и газонефтяного контакта (ГНК) с учетом наличия или отсутствия глинистых перемычек на границах зоны предельного водонасыщения и переходной зоны и проницаемости пласта.

Первоначальный объем полимерной композиции, учитывающий толщину интервала продуктивного пласта, определяют, например, равным менее двух толщин интервала продуктивного пласта.

Последние годы выделяют еще один тип коллекторов, который называют в одном случае рыхлыми, в другом случае слабосцементированными коллекторами. По объему закачки ремонтно-изоляционных композиций их никак нельзя отнести к поровым коллекторам. Этот ошибочный подход применяли в свое время на Барсуковском месторождении Пуровского нефтегазоносного района, где закачиваемые большие объемы ремонтно-изоляционных композиций привели к образованию множественных заколонных перетоков, с которыми до сих пор продолжают бороться. Предлагаемый способ учитывает особенности рыхлых коллекторов, осуществляя закачку композиции в процессе проведения работ по повышению продуктивности скважин расчетными объемами, порой в два, три этапа.

При переводе скважины на другой эксплуатационный объект объемы закачиваемых композиций определяют, например, равным объему толщины эксплуатационной колонны, дополнительному объему эксплуатационной колонны на 5-15 м выше верхних отверстий интервала перфорации плюс объем порового пространства на 0,3 м³ объема кольцевого пространства интервала перфорации.

Например, перед проведением работ по повышению продуктивности скважин башмак НКТ устанавливают на 10-15 м выше верхних отверстий интервала перфорации и закачивают в НКТ последовательно, например, вязкоупругую пачку (ВУС) в объеме 0,5-1,5 м³, затем смолу в объеме 0,5-1,5 м³ с добавкой порообразователя, плюс разделительную жидкость в объеме 0,1-0,5 м³ с добавкой порообразователя, затем отвердитель в объеме 0,5-1,5 м³ с добавкой порообразователя, следом пресную воду и цементный или нефтецементный (полимероцементный) раствор в объеме 1-3 м³ и завершает эту композицию снова пресная вода.

Разделительную жидкость на водной основе используют на скважинах в случае присутствия солевого раствора в скважине. Вышеуказанную композицию доводят до башмака НКТ или до равенства давлений: давления закачки на устье скважины и давления опрессовки эксплуатационной колонны (э/к).

После равенства давлений: давления закачки на устье скважины и давления опрессовки э/к или продавки всего объема композиции до башмака НКТ производят вымыв остатков композиции, подъем НКТ на безопасную высоту 100-150 м и герметизируют устье скважины под давлением закачки на 24 ч. Через сутки или ранее по результатам схватывания поверхностных проб полимероцементный «стакан» спрессовывают, разбуривают и вновь опрессовывают и если результаты опрессовки положительны, то выполненные работы признаются успешными. Такие работы проводят при переводе скважин на эксплуатацию нижележащих объектов, при переводе скважин на вышележащие объекты и разбуревание полимероцементного стакана не предусматривается.

Работы по повышению продуктивности скважин, например, обеспечивающие, в том числе и наращивание кольцевого пространства, предусматривают, что после закачки второй оторочки устье скважины герметизируют на время от нескольких часов до суток с целью создания латеральной фильтрации в наиболее проницаемых зонах пласта. И скважину осваивают или в скважину закачивают цементный, нефтецементный или полимероцементный раствор. При необходимости операцию повторяют.

Наличие глинистых перемычек на границе зон существенно снижают объемы закачиваемых компонентов и в целом они составляют от 1 до 3 м³. Отсутствие глинистых перемычек, наоборот, существенно увеличивают объемы закачиваемых компонентов, особенно это касается первоначальной вязкоупругой пачки, которая в этом случае может составлять до сотен м³, иметь сложный химико-физический состав и изменяться как по плотности, так и по вязкости в зависимости от толщины переходной зоны.

Например, объем композиции вычисляют из расчета толщины отсекающего (разделительного) моста на границе В1 и В2 толщиной 1,5 м и радиусом депрессионной воронки равным двум толщинам продуктивного пласта в поровых коллекторах; одной толщине трещиновато-поровых коллектоовх и 0,5 толщины в трещиноватых коллекторах.

По проницаемости и коэффициенту насыщения проводят раздел границы переходной зоны В и подразделяют ее на две подзоны: В1-остаточной нефтенасыщенности и В2 - зону недонасыщения порового объема коллектора нефтью. Из подзоны В1 практически невозможно получить безводный приток нефти, а из подзоны В2 при установке разделительного моста на их границе при создании определенных условий и обработок возможно получение притоков безводной нефти.

В нагнетательную и/или добывающую скважину, имеющую глубину от 100 до 5000 м, через НКТ или гибкую трубу, дополнительно снабженные пакером различного типа или струйным насосом, спущенные в расчетный район одновременно или последовательно закачивают первую оторочку в расчетном количестве и вторую оторочку в количестве от 0,1 до 250% от объема первой оторочки через разделительную жидкость в количестве от 0,1 до 500% от объема первой оторочки или разделительную жидкость в количестве от 0,1 до 500% от объема первой оторочки с порообразователем в расчетном количестве, а затем продавливают их в расчетный район, например район подошвенной части продуктивного пласта добывающей скважины.

По показаниям скважины дополнительно осуществляют выдержку скважины в покое - скважину оставляют для прохождения реакции поликонденсации в расчетном районе скважины, затем скважину переводят в режим притока углеводорода, то есть осваивают, промывают и запускают в эксплуатацию.

Например, при последовательной закачке сначала закачивают разделительную жидкость, например, ШФЛУ, или газолин, или ацетон, или растворитель, или некондиционный бензин, в количестве от 0,1 до 500% от объема первой оторочки или разделительную жидкость с порообразователем в расчетном количестве, например, 10% от объема первой оторочки.

Затем закачивают в расчетном количестве первую оторочку в виде формальдегидной смолы, например, полимерную смолу ФРФ-50Р, ФРФ-50РМ, полимерную смолу «ГЕОТЕРМ» или первую оторочку с порообразователем, например, полимерную смолу ФРФ-50Р с карбонатом, ФРФ-50РМ с бикарбонатом натрия, в расчетном количестве, например, порообразователь в первую оторочку вводят в количестве 20% от объема первой оторочки.

За первой оторочкой закачивают разделительную жидкость в количестве от 0,1 до 500% от объема первой оторочки, например, ШФЛУ, или разделительную жидкость с порообразователем, при этом разделительную жидкость в количестве от 0,1 до 500% и порообразователь в расчетном количестве, например, 10% от объема первой оторочки.

После чего закачивают вторую оторочку в количестве от 0,1 до 250% от объема первой оторочки, например, щелочной раствор отвердителя, полимерный отвердитель «ГЕОТЕРМ-101».

За второй оторочкой закачивают разделительную жидкость в количестве от 0,1 до 500% от объема первой оторочки, например, газолин, или разделительную жидкость с порообразователем, при этом разделительную жидкость в количестве от 0,1 до 500% и порообразователь в расчетном количестве, например, 12% от объема первой оторочки.

Например, при одновременной закачке компонентов сначала закачивают в расчетном количестве разделительную жидкость в количестве от 0,1 до 500% от объема первой оторочки, например, ацетон, за ней закачивают в расчетном количестве состав: первой оторочки, второй оторочки, при этом вторая оторочка взята в количестве от 0,1 до 250% от объема первой оторочки.

После чего закачивают разделительную жидкость в количестве от 0,1 до 500% от объема первой оторочки или разделительную жидкость с порообразователем, при этом разделительную жидкость в количестве от 0,1 до 500% и порообразователь в расчетном количестве, например, 25% от объема первой оторочки.

Далее по показаниям скважины дополнительно закачивают сухой цемент и/или цементный раствор в количестве от 0,1 до 2000% от объема первой оторочки через разделительную жидкость на водной основе в количестве от 0,1 до 500% от объема первой оторочки в расчетный район и последовательно.

Закрывают затрубное пространство и продавливают состав в расчетный район скважины, при этом последнюю закачку компонента, например, разделительной жидкости, доводят до расчетного района, например, района подошвенной части продуктивного пласта добывающей скважины.

По показаниям скважины дополнительно осуществляют выдержку скважины в покое, затем скважину переводят в режим притока углеводорода, то есть осваивают, промывают и запускают в эксплуатацию.

При последовательной закачке компонентов непосредственно в переходную подзону В1 скважины или одновременно в ствол добывающей и в ствол нагнетательной скважин происходит первоначально: отсечения зоны водонасыщения А от зоны предельного нефтенасыщения Г, а затем и отсечение подзоны В1 от подзоны В2.

При снижении, например, дебита по нефти и увеличении продукции пластовой воды и газа в добывающей скважине работы по закачке заявленных компонентов повторяют многократно.

В нагнетательную и/или добывающую скважину, имеющую глубину от 100 до 5000 м, через НКТ или гибкую трубу, дополнительно снабженные пакером различного типа или струйным насосом, спущенные в расчетный район одновременно или последовательно закачивают вязкоупругую пачку в количестве от 0,1 до 5000% от объема первой оторочки, первую оторочку в расчетном количестве и вторую оторочку в количестве от 0,1 до 250% от объема первой оторочки через разделительную жидкость в количестве от 0,1 до 500% от объема первой оторочки и цементного или полимерцементного раствора в количестве от 0,1 до 2000% от объема первой оторочки, а затем продавливают их в расчетный район, например, район подошвенной части продуктивного пласта добывающей скважины.

По показаниям скважины дополнительно осуществляют выдержку скважины в покое на заданный интервал времени после закачки разделительной жидкости на водной основе.

Затем осуществляют перевод скважины в режим притока углеводорода в добывающей скважине и закачку жидкости в нагнетательную скважину.

В нагнетательную и/или добывающую скважину, имеющую глубину от 100 до 5000 м, через НКТ или гибкую трубу, дополнительно снабженные пакером различного типа или струйным насосом, спущенные в расчетный район одновременно или последовательно закачивают первую оторочку в расчетном количестве и вторую оторочку в количестве от 0,1 до 250% от объема первой оторочки, затем вязкоупругую пачку в количестве от 0,1 до 5000% от объема первой оторочки и сухого цемента и/или цементного или полимерцементного раствора в количестве от 0,1 до 2000% от объема первой оторочки, после чего продавливают их в расчетный район, например, район переходной зоны В1 нагнетательной скважины.

По показаниям скважины дополнительно осуществляют выдержку скважины в покое на заданный интервал времени после закачки разделительной жидкости на водной основе.

Затем осуществляют перевод скважины в режим притока углеводорода в добывающей скважине и закачку жидкости в нагнетательную скважину.

Предлагаемый Способ испытывали в промысловых условиях на скважинах РФ, в том числе и на скважинах Тюменской области:

Пример №1

На скважине, вскрывшей трещиновато-пористый продуктивный пласт в интервале 1800-1810 м, были проведены работы по повышению нефтеотдачи посредством предупреждения поступления пластовой воды из подошвенной части пласта - переходной зоны в ствол добывающей скважины. До проведения работ по повышению нефтеотдачи скважина имела следующие параметры:

Дебит нефти - 1,6 т/сут; обводненность - 98%.

Закачали в ствол добывающей скважины в переходную зону (В1) при давлении закачки Рнач. = 20 атм и Ркон. = 40 атм одновременно: полимерную смолу «Геотерм-002н» в количестве 1 м³, ШФЛУ в количестве 0,1 м³ (10% от объема первой оторочки), полимерный отвердитель «Геотерм-102н» в количестве 0,1 м³ (10% от объема первой оторочки).

После проведения работ по повышению нефтеотдачи скважина имела следующие параметры:

дебит нефти - 8,6 т/сут; обводненность - 18%.

Закачка компонентов непосредственно в переходную зону (В1) позволила отсечь зону водонасыщения (А) от зоны предельного нефтенасыщения (Г) и тем самым повысить нефтеотдачу на 7 т/сут за счет дополнительных притоков нефти из переходной зоны (В2) и присоединения ее (В2) к продуктивному пласту.

Пример №2

На скважине, вскрывшей пористый продуктивный пласт в интервале 1820-1832 м, были проведены работы по повышению нефтеотдачи посредством предупреждения поступления пластовой воды из подошвенной части пласта в ствол добывающей скважины. До проведения работ по повышению нефтеотдачи скважина имела следующие параметры:

Дебит нефти - 2,4 т/сут; обводненность - 97%.

Закачали в ствол добывающей скважины в переходную зону (В1) при давлении закачки Рнач. = 40 атм и Ркон. = 50 атм последовательно: полимерную смолу «Геотерм-001» в количестве 1 м³ с добавкой углеаммонийной соли, при этом углеаммонийная соль взята в количестве 100 кг (10% от объема первой оторочки), затем газолин в количестве 5 м³ (500% от объема первой оторочки), после раствор уротропина в формалине с углеаммонийной солью в количестве 2,6 м³, при этом раствор уротропина в формалине взят в количестве 2,5 м³ (250% от объема первой оторочки), а следом пресную воду в количестве 0,5 м³ (50% от объема первой оторочки), и сухой цемент в дизельном топливе плотностью 1,8 т/м³ в количестве 2 м³ (200% от объема первой оторочки).

После проведения работ по повышению нефтеотдачи скважина имела следующие параметры:

дебит нефти - 12,3 т/сут; обводненность - 10%.

Закачка компонентов непосредственно в переходную зону (В1) позволила отсечь зону водонасыщения (А) от зоны предельного нефтенасыщения (Г) и тем самым повысить нефтеотдачу на 9,9 т/сут за счет дополнительных притоков нефти из переходной зоны (В2) и присоединения ее (В2) к продуктивному пласту.

Пример №3

На скважине, вскрывшей пористый продуктивный пласт в интервале 2820-2832 м, были проведены работы по повышению нефтеотдачи посредством предупреждения поступления закачиваемой воды из подошвенной наиболее проницаемой части продуктивного пласта в ствол добывающей скважины, предварительно определив наличие прорывов нагнетаемой воды в ствол добывающей скважины.

До проведения работ по повышению нефтеотдачи скважина имела следующие параметры: дебит нефти - 2,8 т/сут; обводненность - 95%.

Закачали в ствол добывающей скважины в переходную зону (В1) при давлении закачки Рнач. = 40 атм и Ркон. = 50 атм последовательно: полимерную смолу «Геотерм-005» в количестве 1 м³, техническую воду в количестве 1,25 м³ (125% от объема первой оторочки), полимерный отвердитель «Геотерм-105» и карбонат натрия в количестве 2 м³ (200% от объема первой оторочки), следом пресную воду в количестве 0,2 м³ (20% от объема первой оторочки) и цементный раствор на водной основе плотностью 1,8 т/м³ в количестве 1 м³ (100% от объема первой оторочки).

После проведения работ по повышению нефтеотдачи скважина имела следующие параметры:

дебит нефти - 8,3 т/сут; обводненность - 12%.

Закачка компонентов позволила повысить нефтеотдачу на 5,5 т/сут, ликвидировать прорывы воды по наиболее проницаемой подошвенной части пласта.

Пример №4

На скважине, вскрывшей пористый продуктивный пласт в интервале 2840-2850 м, были проведены работы по повышению нефтеотдачи посредством предупреждения поступления закачиваемой воды из подошвенной наиболее проницаемой части продуктивного пласта в ствол добывающей скважины, предварительно определив наличие прорывов нагнетаемой воды в ствол добывающей скважины.

До проведения работ по повышению нефтеотдачи скважина имела следующие параметры: дебит нефти - 3,7 т/сут; обводненность - 97%.

Работы по повышению нефтеотдачи было принято проводить через нагнетательную скважину.

Для чего закачали в ствол нагнетательной скважины в переходную зону В1 при давлении закачки Рнач. = 60 атм и Ркон. = 70 атм последовательно: ацетон в количестве 0,5 м³ (50% от объема первой оторочки), затем полимерную смолу «Геотерм-005» в количестве 1 м³ и бикарбонат натрия в количестве 50 кг (5% от объема первой оторочки), далее техническую воду и бикарбонат натрия в количестве 2,5 м³ (250% от объема первой оторочки), при этом бикарбонат натрия в количестве 50 кг, затем полимерный отвердитель «Геотерм-105» в количестве 1,25 м³ (125% от объема первой оторочки), следом пресную воду в количестве 0,4 м³ (40% от объема первой оторочки) и цементный раствор на водной основе плотностью 1,8 т/м³ в количестве 1 м³ (100% от объема первой оторочки).

После проведения работ по повышению нефтеотдачи скважина имела следующие параметры: дебит нефти - 7,4 т/сут; обводненность - 25%.

Закачка компонентов позволила повысить нефтеотдачу на 3,7 т/сут, ликвидировать прорывы воды по наиболее проницаемой подошвенной части пласта.

Пример №5

На скважине, вскрывшей трещиновато-пористый продуктивный пласт в интервале 2848-2858 м, были проведены работы по повышению нефтеотдачи посредством предупреждения поступления закачиваемой воды из подошвенной наиболее проницаемой части продуктивного пласта в ствол добывающей скважины. Для чего провели работы одновременно в добывающей и нагнетательной скважинах.

До проведения работ по повышению нефтеотдачи скважина имела следующие параметры: дебит нефти - 4,1 т/сут; обводненность - 98%. Работы по повышению нефтеотдачи было принято проводить через добывающую и нагнетательную скважины.

Для чего закачали одновременно в ствол добывающей скважины в переходную зону (В1) при давлении закачки Рнач. = 70 атм и Ркон. = 80 атм и в ствол нагнетательной скважины, следующие композиции последовательно: техническую воду в количестве 0,5 м³ (50% от объема первой оторочки), затем полимерную смолу «Геотерм-005» в количестве 1 м³ и алюминиевую пудру в количестве 75 кг (7,5% от объема первой оторочки), растворитель в количестве от 100 л (10% от объема первой оторочки), потом полимерный отвердитель «Геотерм-105» в количестве 2,5 м³ (250% от объема первой оторочки), следом пресную воду в количестве 0,3 м³ (30% от объема первой оторочки) и цементный раствор на водной основе плотностью - 1,8 т/м³ в количестве 1 м³ (100% от объема первой оторочки).

После проведения работ по повышению нефтеотдачи добывающая скважина имела следующие параметры: дебит нефти - 10 т/сут; обводненность - 2%.

Закачка компонентов одновременно в добывающую и в нагнетательную скважины позволила повысить нефтеотдачу на 5,9 т/сут, ликвидировать прорывы воды и перераспределить потоки нагнетаемой воды в нагнетательной скважине (выравнивания профиля приемистости).

Пример №6

На скважине, вскрывшей пористый продуктивный пласт в интервале 1785-1798 м, были проведены работы по повышению нефтеотдачи посредством предупреждения поступления закачиваемой воды из подошвенной наиболее проницаемой части продуктивного пласта в ствол добывающей скважины.

До проведения работ по повышению нефтеотдачи скважина имела следующие параметры: дебит нефти - 5,2 т/сут; обводненность - 97%. Работы по повышению нефтеотдачи было принято проводить через добывающую и нагнетательную скважины. Работы проводились одновременно.

Для чего одновременно в ствол добывающей скважины в переходную зону (В1) при давлении закачки Рнач. = 70 атм и Ркон. = 100 атм и в ствол нагнетательной скважины закачивают следующие композиции последовательно: пресная вода в количестве 0,5 м³ (50% от объема первой оторочки), затем полимерную смолу «Геотерм-004» в количестве 1 м³ и магневую пудру в количестве 100 кг (10% от объема первой оторочки), некондиционный бензин в количестве 5 м³ (500% от объема первой оторочки), полимерный отвердитель «Геотерм-104» в количестве 0,1 м³ (10% от объема первой оторочки), воду пресную в количестве 2,5 м³ (250% от объема первой оторочки) и сухой цемент в дегазированной, обезвоженной нефти плотностью 1,7 т/м³ в количестве 0,1 м³ (10% от объема первой оторочки).

После проведения работ по повышению нефтеотдачи добывающая скважина имела следующие параметры: дебит нефти - 11 т/сут; обводненность - 18%.

Закачка компонентов одновременно в добывающую и в нагнетательную скважины позволила повысить нефтеотдачу на 5,8 т/сут, ликвидировать прорывы воды и перераспределить потоки нагнетаемой воды в нагнетательной скважине (выравнивания профиля приемистости).

Пример №7

На скважине, вскрывшей трещиновато-пористый продуктивный пласт в интервале 1760-1766 м, были проведены работы по повышению нефтеотдачи посредством предупреждения поступления пластовой воды из подошвенной части пласта (переходная зона В1) в ствол добывающей скважины.

До проведения работ по повышению нефтеотдачи скважина имела следующие параметры:

Дебит нефти - 2,5 т/сут; обводненность - 98%.

Закачали в ствол добывающей скважины в переходную зону (В1) при давлении закачки Рнач. = 20 атм и Ркон. = 40 атм одновременно: вязкоупругую пачку в количестве 0,1 м³ (10% от объема первой оторочки), полимерную смолу «Геотерм-001» в количестве 1 м³ и углеаммонийную соль в количестве 100 кг (10% от объема первой оторочки), воду пресную в количестве 0,1 м³ (10% от объема первой оторочки), полимерный отвердитель «Геотерм-001» в количестве 0,1 м³ (10% от объема первой оторочки), цементный раствор на углеводородной основе плотностью 1,7 т/м³ в количестве 0,1 м³ (10% от объема первой оторочки).

После проведения работ по повышению нефтеотдачи добывающая скважина имела следующие параметры:

Дебит нефти - 8,7 т/сут; обводненность - 20%.

Закачка компонентов непосредственно в переходную зону (В1) позволила отсечь зону водонасыщения (А) от зоны предельного нефтенасыщения (Г) и тем самым повысить нефтеотдачу на 5,2 т/сут за счет чистых притоков нефти из переходной зоны (В2) и присоединения ее (В2) к продуктивному пласту.

Пример №8

На скважине, вскрывшей трещиновато-пористый продуктивный пласт в интервале 1760-1788 м, были проведены работы по повышению нефтеотдачи посредством предупреждения поступления пластовой воды из подошвенной части пласта (переходная зона В1) в ствол добывающей скважины.

До проведения работ по повышению нефтеотдачи скважина имела следующие параметры: дебит нефти - 2,5 т/сут; обводненность - 98%.

Закачали в ствол добывающей скважины в переходную зону (В1) при давлении закачки Рнач. = 10 атм и Ркон. = 100 атм одновременно: вязкоупругую пачку в количестве 5 м³ (500% от объема первой оторочки), полимерную смолу «Геотерм-001» в количестве 1 м³ и карбонат натрия в количестве 75 кг (7,5% от объема первой оторочки), воду техническую в количестве 5 м³ (500% от объема первой оторочки), полимерный отвердитель «Геотерм-101» и карбонат натрия в количестве 2,5 м³ (250% от объема первой оторочки), при этом полимерный отвердитель «Геотерм-101» взят в количестве 75 кг, раствор смолы с цементом плотностью 1,45 т/м³ в количестве 20 м³ (2000% от объема первой оторочки).

После проведения работ по повышению нефтеотдачи добывающая скважина имела следующие параметры: дебит нефти - 14 т/сут; обводненность - 10%.

Закачка компонентов непосредственно в переходную зону (В1) позволила отсечь зону водонасыщения (А) от зоны предельного нефтенасыщения (Г) и тем самым повысить нефтеотдачу на 11,5 т/сут за счет чистых притоков нефти из переходной зоны (В2) и присоединения ее (В2) к продуктивному пласту.

Пример №9

На скважине, вскрывшей трещиноватый продуктивный пласт в интервале 1525-1555 м, были проведены работы по повышению нефтеотдачи посредством предупреждения поступления закачиваемой воды из подошвенной наиболее проницаемой части продуктивного пласта в ствол добывающей скважины.

До проведения работ по повышению нефтеотдачи скважина имела следующие параметры: дебит нефти - 5,2 т/сут; обводненность - 94%.

Закачали в ствол добывающей скважины в переходную зону (В1) при давлении закачки Рнач. = 15 атм и Ркон. = 110 атм последовательно: вязкоупругую пачку в количестве 1,25 м³ (125% от объема первой оторочки), затем полимерную смолу «Геотерм-001» в количестве 1 м³ и бикарбонат натрия в количестве 80 кг (8% от объема первой оторочки), воду техническую в количестве 1,25 м³ (125% от объема первой оторочки), полимерный отвердитель «Геотерм-101» и бикарбонат натрия в количестве 2 м³ (200% от объема первой оторочки), полимероцементный раствор плотностью 1,5 т/м в количестве 10 м³ (1000% от объема первой оторочки).

После проведения работ по повышению нефтеотдачи добывающая скважина имела следующие параметры: дебит нефти - 11,5 т/сут; обводненность - 25%.

Закачка компонентов позволила повысить нефтеотдачу на 6,3 т/сут за счет увеличения продуктивной части пласта и дополнительных притоков нефти из переходной зоны (В2) и присоединения ее (В2) к продуктивному пласту.

Пример №10

На скважине, вскрывшей пористый продуктивный пласт в интервале 2840-2850 м, были проведены работы по повышению нефтеотдачи посредством предупреждения поступления закачиваемой воды из подошвенной наиболее проницаемой части продуктивного пласта в ствол добывающей скважины.

До проведения работ по повышению нефтеотдачи скважина имела следующие параметры: дебит нефти - 3,7 т/сут; обводненность - 97%. Работы было принято проводить через нагнетательную скважину.

Закачали в ствол нагнетательной скважины в переходную зону (В1) при давлении закачки Рнач. = 20 атм и Ркон. = 90 атм последовательно: вязкоупругую пачку в количестве 2,5 м³ (250% от объема первой оторочки), затем полимерную смолу «Геотерм-001» в количестве 1 м³ и алюминиевую пудру в количестве 100 кг, пресную воду в количестве 2,5 м³ (250% от объема первой оторочки), полимерный отвердитель «Геотерм-001» в количестве 1,25 м³ (125% от объема первой оторочки), цементный раствор на водной основе плотностью 1,8 т/ м³ в количестве 5 м³ (500% от объема первой оторочки).

После проведения работ по повышению нефтеотдачи добывающая скважина имела следующие параметры:

Дебит нефти - 7,5 т/сут; обводненность - 20%.

Закачка компонентов позволила повысить нефтеотдачу на 3,8 т/сут за счет увеличения продуктивной части пласта и дополнительных притоков нефти из переходной зоны (В2) и присоединения ее (В2) к продуктивному пласту.

Пример №11

На скважине, вскрывшей пористый продуктивный пласт в интервале 1787-1810 м, были проведены работы по повышению нефтеотдачи посредством предупреждения поступления закачиваемой воды из подошвенной наиболее проницаемой части продуктивного пласта в ствол добывающей скважины. До проведения работ по повышению нефтеотдачи скважина имела следующие параметры:

Дебит нефти - 8,1 т/сут; обводненность - 93%. Работы по повышению нефтеотдачи было принято проводить через добывающую и нагнетательную скважины. Работы проводились одновременно.

Для чего одновременно в ствол добывающей скважины в переходную зону (В1) при давлении закачки Рнач. = 15 атм и Ркон. = 120 атм и в ствол нагнетательной скважины, следующие композиции одновременно: вязкоупругую пачку в количестве 0,1 м³ (10% от объема первой оторочки), полимерную смолу «Геотерм-001» в количестве 1 м³ и магниевую пудру в количестве 100 кг (10% от объема первой оторочки), техническую воду и магниевую пудру в количестве 0,1 м³ (10% от объема первой оторочки), при этом порообразователь взят в количестве 25 кг (2,5% от объема первой оторочки), полимерный отвердитель «Геотерм-101» в количестве 2,5 м³ (250% от объема первой оторочки), раствор смолы с отвердителем и с цементом плотностью 1,5 т/м³ в количестве 20 м³ (2000% от объема первой оторочки).

После проведения работ по повышению нефтеотдачи добывающая скважина имела следующие параметры:

Дебит нефти - 15,3 т/сут; обводненность - 17%.

Закачка компонентов одновременно в добывающую и в нагнетательную скважины позволила повысить нефтеотдачу на 7,2 т/сут за счет увеличения продуктивной части пласта и дополнительных притоков нефти из переходной зоны (В2) и присоединения ее (В2) к продуктивному пласту.

Пример №12

На скважине, вскрывшей пористый продуктивный пласт в интервале 1751-1761 м, были проведены работы по повышению нефтеотдачи посредством предупреждения поступления закачиваемой воды из подошвенной наиболее проницаемой части продуктивного пласта в ствол добывающей скважины. До проведения работ по повышению нефтеотдачи скважина имела следующие параметры:

Дебит нефти - 5,3 т/сут; обводненность - 91%. Работы по повышению нефтеотдачи было принято проводить через добывающую и нагнетательную скважины. Работы проводились одновременно.

Для чего одновременно в ствол добывающей скважины в переходную зону (В1) при давлении закачки Рнач. = 15 атм и Ркон. = 120 атм и в ствол нагнетательной скважины, следующие композиции одновременно: вязкоупругую пачку в количестве 5 м³ (500% от объема первой оторочки), полимерную смолу «Геотерм-001» в количестве 1 м³ и углеаммонийную соль в количестве 100 кг (10% от объема первой оторочки), «Синол-М» в количестве 5 м³ (500% от объема первой оторочки), полимерный отвердитель «Геотерм-101» в количестве 0,1 м³ (10% от объема первой оторочки), техническую воду в количестве 2,5 м³ (250% от объема первой оторочки), цементный раствор на углеводородной основе плотностью 1,7 т/м³ в количестве 0,1 м³ (10% от объема первой оторочки).

После проведения работ по повышению нефтеотдачи добывающая скважина имела следующие параметры:

Дебит нефти - 9,8 т/сут; обводненность - 23%.

Закачка компонентов одновременно в добывающую и в нагнетательную скважины позволила повысить нефтеотдачу на 5,8 т/сут за счет увеличения продуктивной части пласта и дополнительных притоков нефти из переходной зоны (В2) и присоединения ее (В2) к продуктивному пласту.

Пример №13

На скважине, вскрывшей слабосцементированный продуктивный пласт в интервале 2100-2110 м, были проведены работы по повышению нефтеотдачи посредством предупреждения поступления пластовой воды из подошвенной части пласта (переходная зона В1) в ствол добывающей скважины. До проведения работ по повышению нефтеотдачи скважина имела следующие параметры:

Дебит нефти - 2,6 т/сут; обводненность - 91%.

Закачали в ствол добывающей скважины в переходную зону (В1) при давлении закачки Рнач. = 60 атм и Ркон. = 90 атм одновременно: полимерную смолу «Геотерм-002» в количестве 1 м³, полимерный отвердитель «Геотерм-102» в количестве 0,1 м³ (10% от объема первой оторочки), вязкоупругую пачку в количестве 0,1 м³ (10% от объема первой оторочки), сухого цемента и цементного раствора в количестве 0,1 м³ (10% от объема первой оторочки).

После проведения работ по повышению нефтеотдачи добывающая скважина имела следующие параметры:

Дебит нефти - 8,9 т/сут; обводненность - 21%.

Закачка компонентов непосредственно в переходную зону (В1) позволила отсечь зону водонасыщения (А) от зоны предельного нефтенасыщения (Г) и тем самым повысить нефтеотдачу на 6,3 т/сут за счет дополнительных притоков нефти из переходной зоны (В2) и присоединения ее (В2) к продуктивному пласту.

Пример №14

На скважине, вскрывшей слабосцементированный продуктивный пласт в интервале 2100-2110 м, были проведены работы по повышению нефтеотдачи посредством предупреждения поступления пластовой воды из подошвенной части пласта (переходная зона В1) в ствол добывающей скважины. До проведения работ по повышению нефтеотдачи скважина имела следующие параметры:

Дебит нефти - 4,6 т/сут; обводненность - 98%.

Закачали в ствол добывающей скважины в переходную зону (В1) при давлении закачки Рнач. = 15 атм и Ркон. = 95 атм последовательно: полимерную смолу «Геотерм-008» в количестве 1 м³ и углеаммонийную соль в количестве 50 кг (5% от объема первой оторочки), полимерный отвердитель «Геотерм-108» и углеаммонийную соль в количестве 2,5 м³ (250% от объема первой оторочки), при этом углеаммонийная соль в количестве 50 кг (5% от объема первой оторочки), вязкоупругую пачку в количестве 5 м³ (500% от объема первой оторочки), сухой цемент и полимерцементный раствор в количестве 20 м³ (2000% от объема первой оторочки).

После проведения работ по повышению нефтеотдачи добывающая скважина имела следующие параметры:

Дебит нефти - 9,2 т/сут; обводненность - 14%.

Закачка компонентов непосредственно в переходную зону (В1) позволила отсечь зону водонасыщения (А) от зоны предельного нефтенасыщения (Г) и тем самым повысить нефтеотдачу на 4,6 т/сут за счет дополнительных притоков нефти из переходной зоны (В2) и присоединения ее (В2) к продуктивному пласту.

Пример №15

На скважине, вскрывшей пористый продуктивный пласт в интервале 2730-2745 м, были проведены работы по повышению нефтеотдачи посредством предупреждения поступления закачиваемой воды из подошвенной наиболее проницаемой части продуктивного пласта в ствол добывающей скважины. До проведения работ по повышению нефтеотдачи скважина имела следующие параметры:

Дебит нефти - 5,7 т/сут; обводненность - 92%. Работы по повышению нефтеотдачи было принято проводить через нагнетательную скважину.

Закачали в ствол нагнетательной скважины в переходную зону (В1) при давлении закачки Рнач. = 30 атм и Ркон. = 120 атм последовательно: вязкоупругую пачку в количестве 2,5 м³ (250% от объема первой оторочки), затем полимерную смолу «Геотерм-005» в количестве 1 м³ и карбонат натрия в количестве 75 кг (7,5% от объема первой оторочки), полимерный отвердитель и порообразователь «Геотерм-105» в количестве 2 м³ (200% от объема первой оторочки), пресную воду в количестве 0,5 м³ (50% от объема первой оторочки), сухой цемент с полимерным раствором в количестве 10 м³ (1000% от объема первой оторочки).

После проведения работ по повышению нефтеотдачи добывающая скважина имела следующие параметры:

Дебит нефти - 17 т/сут; обводненность - 13%.

Закачка компонентов повысила нефтеотдачу на 11,3 т/сут, что позволило перераспределить нагнетаемые потоки воды (выравнивание профиля приемистости) и подключить к разработке ранее неохваченные «мертвые» зоны продуктивной части пласта.

Пример №16

На скважине, вскрывшей пористый продуктивный пласт в интервале 2640-2652 м, были проведены работы по повышению нефтеотдачи посредством предупреждения поступления закачиваемой воды из подошвенной наиболее проницаемой части продуктивного пласта в ствол добывающей скважины. До проведения работ по повышению нефтеотдачи скважина имела следующие параметры:

Дебит нефти - 7,5 т/сут; обводненность - 90%. Работы по повышению нефтеотдачи было принято проводить через нагнетательную скважину.

Закачали в ствол нагнетательной скважины в переходную зону (В1) при давлении закачки Рнач. = 40 атм и Ркон. = 90 атм одновременно: вязкоупругую пачку в количестве 2,5 м³ (250% от объема первой оторочки), полимерную смолу «Геотерм-005» в количестве 1 м³ и бикарбонат натрия в количестве 75 кг (7,5% от объема первой оторочки), полимерный отвердитель «Геотерм-105» в количестве 1,25 м³ (125% от объема первой оторочки), вязкоупругую пачку в количестве 1,25 м³ (125% от объема первой оторочки), раствор смолы с отвердителем и с цементом плотностью 1,45 т/м³ в количестве 4 м³ (400% от объема первой оторочки).

После проведения работ по повышению нефтеотдачи добывающая скважина имела следующие параметры:

Дебит нефти - 15 т/сут; обводненность - 27%.

Закачка компонентов в ствол нагнетательной скважины позволила повысить нефтеотдачу на 7,5 т/сут, перераспределить нагнетаемые потоки воды (выравнивание профиля приемистости) и подключить к разработке ранее неохваченные «мертвые» зоны продуктивной части пласта.

Пример №17

На скважине, вскрывшей пористый продуктивный пласт в интервале 1751-1761 м, были проведены работы по повышению нефтеотдачи посредством предупреждения поступления закачиваемой воды из подошвенной наиболее проницаемой части продуктивного пласта в ствол добывающей скважины. До проведения работ по повышению нефтеотдачи скважина имела следующие параметры:

Дебит нефти - 5,6 т/сут; обводненность - 91%. Работы по повышению нефтеотдачи было принято проводить через добывающую и нагнетательную скважины. Работы проводились одновременно.

Для чего одновременно в ствол добывающей скважины в переходную зону (В1) при давлении закачки Рнач. = 40 атм и Ркон. = 70 атм и в ствол нагнетательной скважины закачали следующие композиции одновременно: вязкоупругую пачку в количестве 5 м³ (500% от объема первой оторочки), полимерную смолу «Геотерм-001» в количестве 1 м³ и алюминиевую пудру в количестве 100 кг (10% от объема первой оторочки), полимерный отвердитель «Геотерм-101» в количестве 2,5 м³ (250% от объема первой оторочки), вязкоупругую пачку в количестве 0,5 м³ (50% от объема первой оторочки), цементный раствор на водной основе в количестве 0,1 м³ (10% от объема первой оторочки).

После проведения работ по повышению нефтеотдачи добывающая скважина имела следующие параметры:

Дебит нефти - 12,6 т/сут; обводненность - 11%.

Закачка компонентов одновременно в добывающую и в нагнетательную скважины позволила повысить нефтеотдачу на 7,0 т/сут за счет дополнительных притоков нефти из переходной зоны (В2) и присоединения ее (В2) к продуктивному пласту.

Пример №18

На скважине, вскрывшей пористый продуктивный пласт в интервале 1521-1525 м, были проведены работы по повышению нефтеотдачи посредством предупреждения поступления закачиваемой воды из подошвенной наиболее проницаемой части продуктивного пласта в ствол добывающей скважины. До проведения работ по повышению нефтеотдачи скважина имела следующие параметры:

Дебит нефти - 6,4 т/сут; обводненность - 99%. Работы по повышению нефтеотдачи было принято проводить через добывающую и нагнетательную скважины. Работы проводились одновременно.

Для чего одновременно в ствол добывающей скважины в переходную зону (В1) при давлении закачки Рнач. = 30 атм и Ркон. = 80 атм и в ствол нагнетательной скважины закачали следующие композиции одновременно:

В качестве первой оторочки использовали полимерную смолу «Геотерм-011» в количестве 1 м³ и магниевую пудру в количестве 100 кг (10% от объема первой оторочки), полимерный отвердитель «Геотерм-111» в количестве 0,01 м³ (0,1% от объема первой оторочки), вязкоупругую пачку в количестве 0,005 м³ (0,05% от объема первой оторочки), цементный раствор на водной основе в количестве 0,09 м³ (0,9% от объема первой оторочки).

После проведения работы по повышению нефтеотдачи добывающая скважина имела следующие параметры: дебит нефти - 11,8 т/сут; обводненность - 12%.

Закачка компонентов одновременно в добывающую и в нагнетательную скважины позволила повысить нефтеотдачу на 5,4 т/сут за счет дополнительных притоков нефти из переходной зоны (В2) и присоединения ее (В2) к продуктивному пласту.

Пример 19

На скважине, вскрывшей трещиновато-пористый продуктивный пласт в интервале 1630-1640 м, были проведены работы по повышению нефтеотдачи пласта. До проведения работ по повышению продуктивности скважина имела следующие параметры: Определена приемистость, которая составила 400 м³ при давлении P = 40 атм и Дебит нефти - 0,9 т/сут; обводненность - 99%.

Было принято решение проводить работы по повышению продуктивности скважины через интервал перфорации.

Для чего закачали в ствол добывающей скважины при давлении закачки Рнач. = 60 атм и Ркон. = 120 атм последовательно: полимерную смолу «Геотерм-011» в количестве 0,8 м³, техническую воду в количестве 0,3 м³ (38% от объема первой оторочки), полимерный отвердитель «Геотерм-111» в количестве 0,4 м³ (50% от объема первой оторочки), техническую воду в количестве 0,2 м³ (25% от объема первой оторочки), цементный раствор на водной основе в количестве 1,6 м³ (200% от объема первой оторочки).

С оставлением цементно-полимерного стакана на 10 м выше верхних отверстий интервала перфорации. НКТ поднято на безопасную глубину 150 м. Скважина оставлена под давлением P = 80 атм на 24 ч. Через сутки цементно-полимерный мост разбурен.

После проведения работ по повышению продуктивности добывающая скважина имела следующие параметры:

Дебит нефти - 5,6 т/сут; обводненность - 30%.

Последовательная закачка компонентов в подошвенную часть пласта позволила повысить нефтеотдачу на 4,7 т/сут и ликвидировать прорывы пластовой воды из зоны (В1).

Пример 20

На скважине, вскрывшей пористый продуктивный пласт в интервале 3155-3170 м, был проведен гидроразрыв пласта, в результате чего получен приток чистой пластовой воды 100 м³/сут, из интервала 3101-3155 м. Заколонная циркуляция из вышележащего водяного пласта. Было принято решение проводить работы по повышению нефтеотдачи через спецотверстия, для чего был прострелян интервал 3110-3113 м.

До проведения работ по повышению продуктивности скважина имела Дебит нефти - 1,2 т/сут; обводненность - 98%.

Работы по повышению нефтеотдачи проводились в добывающей скважине. Для чего в скважину закачали одновременно: полимерную смолу «Геотерм-002 В» в количестве 0,8 м³, полимерный отвердитель «Геотерм-102 В» в количестве 0,4 м³ (50% от объема первой оторочки), которые перемешивались на устье скважины.

Давление закачки Рнач. = 150 атм, Ркон. = 170 атм. Скважину оставили для прохождения реакции поликонденсации в пласте на 24 ч. Через сутки скважину освоили.

После проведения работ по повышению продуктивности добывающая скважина имела следующие параметры:

Дебит нефти - 70 т/сут; обводненность - 0%.

Закачка компонентов в спецотверстия позволила повысить нефтеотдачу на 68,8 т/сут и ликвидировать перетоки из вышележащего водоносного пласта.

Пример 21

На скважине, вскрывшей трещиновато-пористый продуктивный пласт в интервале 1498-1501 м, были проведены работы по повышению нефтеотдачи пласта. До проведения работ по повышению продуктивности скважина имела Дебит нефти - 1,7 т/сут; обводненность - 96%. Работы по повышению нефтеотдачи проводились в добывающей скважине. Для чего в добывающую скважину закачали композицию одновременно: полимерную смолу «Геотерм-011» в количестве 0,8 м³, техническую воду в количестве 0,2 м³ (25% от объема первой оторочки), полимерный отвердитель «Геотерм-111» в количестве 0,4 м³ (50% от объема первой оторочки), техническую воду в количестве 0,2 м³ (25% от объема первой оторочки), цементный раствор на водной основе в количестве 1,6 м³ (200% от объема первой оторочки).

Давление закачки Рнач. = 50 атм. Ркон. = 120 атм режим «СТОП».

Произведена срезка излишек цементного раствора с оставлением цементно-полимерного стакана на 10 м выше верхних отверстий интервала перфорации. НКТ поднято на безопасную глубину 150 м. Скважина оставлена под давлением P = 100 атм на 24 ч. Через сутки цементно-полимерный мост разбурен и опрессован, результат - герметично. Скважина оставлена для перевода в эксплуатацию на нижележащие объекты.

После проведения работ по повышению продуктивности добывающая скважина имела следующие параметры: дебит нефти - 8,4 т/сут; обводненность - 25%. Последовательная закачка компонентов в подошвенную часть пласта позволила повысить нефтеотдачу на 6,7 т/сут и ликвидировать прорывы пластовой воды из нижележащего водоносного пласта (зона А+В1).

Пример 22

На скважине, вскрывшей трещиновато-пористый продуктивный пласт в интервале 1415-1428 м, были проведены работы по повышению нефтеотдачи пласта. До проведения работ по повышению продуктивности скважина имела Дебит нефти - 0,6 т/сут; обводненность - 99%.

Работы по повышению нефтеотдачи проводились в добывающей скважине. Для чего в добывающую скважину закачали композицию одновременно: вязкоупругую пачку в количестве 1,2 м³ (150% от объема первой оторочки), полимерную смолу «Геотерм-011» в количестве 0,8 м³, техническую воду в количестве 0,2 м³ (25% от объема первой оторочки), полимерный отвердитель «Геотерм-111» в количестве 0,4 м³ (50% от объема первой оторочки), техническую воду в количестве 0,2 м³ (25% от объема первой оторочки), цементный раствор на водной основе в количестве 1,6 м³ (200% от объема первой оторочки).

Давление закачки Рнач. = 0 атм, Ркон. = 100 атм, режим «СТОП».

Произведена срезка излишек цементного раствора с оставлением цементно-полимерного стакана на 10 м выше верхних отверстий интервала перфорации. НКТ поднято на безопасную глубину 150 м. Скважина оставлена под давлением P = 100 атм на 24 ч. Через сутки цементно-полимерный мост разбурен и опрессован. Скважина оставлена для перевода в эксплуатацию на нижележащие объекты.

После проведения работ по повышению продуктивности добывающая скважина имела следующие параметры:

Дебит нефти - 11,5 т/сут; обводненность - 24%.

Последовательная закачка компонентов в подошвенную часть пласта позволила повысить нефтеотдачу на 10,9 т/сут и ликвидировать прорывы пластовой воды из нижележащего водоносного пласта - зона (В1).

Пример 23

На скважине, вскрывшей трещиноватый газоконденсатный продуктивный пласт в интервале 3586-3606 м, были проведены работы по повышению газоотдачи. До проведения работ по повышению продуктивности скважина имела следующие параметры: Ртр = 42 атм, Рзатр = 77 атм, дебит Qгаза = 85 тыс. м³/сут, Qконденсата = 33 м³/л, Qводы = 22 м³/л. Было принято решение проводить работы по повышению продуктивности скважин через интервал перфорации. Для чего закачали в ствол добывающей скважины при давлении закачки Рнач. = 0 атм и Ркон. = 20 атм одновременно: пресную воду в количестве 2 м³ (200% от объема первой оторочки), полимерную смолу «Геотерм-004» в количестве 1 м³, полимерный отвердитель «Геотерм-104» в количестве 0,3 м³ (30% от объема первой оторочки), техническую воду в количестве 0,5 м³ (50% от объема первой оторочки),

Композиция продавлена в пласт. Скважина оставлена под давлением P = 20 атм на 24 ч. Через сутки скважину освоили.

После проведения работ по повышению продуктивности добывающая скважина имела следующие параметры:

Дебит газа = 170 тыс. м³/сут.

Дополнительная добыча газа была получена за счет закачки в водоносный пласт перемешанной полимерной композиции через пачки пресной воды.

Пример 24

На скважине, вскрывшей трещиноватый газоконденсатный продуктивный пласт в интервале 3526-3562 м, были проведены работы по повышению газоотдачи пласта. До проведения работ по повышению продуктивности скважина имела следующие параметры: Ртр = 47 атм, Рзатр = 57 атм, дебит Qгаза = 222,7 тыс. м³/сут, Qконденсата = 47 м³/л, Qводы = 58 м³/л. Было принято решение проводить работы по повышению продуктивности скважины через интервал перфорации. Для чего закачали в ствол добывающей скважины при давлении закачки Рнач. = 40 атм. и Ркон. = 60 атм. одновременно: пресную воду в количестве 2 м³ (200% от объема первой оторочки), полимерную смолу «Геотерм-004» в количестве 1 м³, полимерный отвердитель «Геотерм-104» в количестве 0,3 м³ (30% от объема первой оторочки), техническую воду в количестве 0,5 м³ (50% от объема первой оторочки).

Композиция продавлена в пласт. Скважина оставлена под давлением P = 60 атм на 24 ч. Через сутки скважину освоили.

После проведения работ по повышению продуктивности добывающая скважина имела следующие параметры:

Дебит газа = 352 тыс. м3/сут.

Дополнительная добыча газа была получена за счет закачки в водоносный пласт перемешанной полимерной композиции через пачки пресной воды.

Пример 25

На скважине, вскрывшей пористый продуктивный пласт, были проведены работы по повышению продуктивности на глубине 1921,5-1923 м.

До проведения работ по повышению продуктивности скважина имела Дебит нефти - 0,3 т/сут; обводненность - 99,7%.

Работы по повышению нефтеотдачи проводились в добывающей скважине,

для чего в добывающую скважину закачали последовательно: газоконденсат в количестве 2 м³ (330% от объема первой оторочки), затем полимерную смолу «ФРФ-50РМ» в количестве 0,6 м³, эмульгатор в количестве 0,5 м³ (83% от объема первой оторочки), раствор уротропина в формалине в количестве 0,6 м³ (100% от объема первой оторочки), газоконденсат в количестве 0,5 м³ (83% от объема первой оторочки), цементный раствор на водной основе плотностью 1,75 г/см³ в количестве 2,8 м³ (466% от объема первой оторочки), техническую воду в количестве 0,5 м³ (83% от объема первой оторочки),

Давление закачки Рнач. = 90 атм. и Ркон. = 150 атм режим «СТОП».

Произведена срезка излишек цементного раствора с оставлением цементно-полимерного стакана на 10 м выше верхних отверстий интервала перфорации. НКТ поднято на безопасную глубину 150 м. Скважина оставлена под давлением P = 100 атм на 24 ч. Через сутки цементный мост разбурен и эксплуатационная колонна опрессована.

После проведения работ по повышению продуктивности добывающая скважина имела следующие параметры:

Дебит нефти - 19,3 т/сут; обводненность - 17%.

Закачка компонентов в подошвенную часть пласта позволила повысить нефтеотдачу на 19 т/сут за счет дополнительных притоков нефти из переходной зоны (В2) и присоединения ее (В2) к продуктивному пласту.

Пример 26

На скважине, вскрывшей пористый продуктивный пласт, были проведены работы по повышению продуктивности на глубине 1771-1773 м.

До проведения работ по повышению продуктивности скважина имела Дебит нефти - 0,2 т/сут; обводненность - 99,8%.

Работы по повышению нефтеотдачи проводились в добывающей скважине. Для чего в добывающую скважину закачали последовательно: ШФЛУ в количестве 2 м³ (330% от объема первой оторочки), после этого полимерную смолу «ФРФ-50РМ» в количестве 0,6 м³, газолин в количестве 0,5 м³ (83% от объема первой оторочки), раствор уротропина в формалине в количестве 0,6 м³ (100% от объема первой оторочки), «Синол-М» в количестве 0,5 м³ (83% от объема первой оторочки), цементный раствор на водной основе плотностью 1,75 г/см³ в количестве 1,2 м³ (200% от объема первой оторочки), техническую воду в количестве 0,5 м³ (83% от объема первой оторочки).

Давление закачки Рнач. = 120 атм и Ркон. = 160 атм режим «СТОП».

Произведена срезка излишек цементного раствора с оставлением цементно-полимерного стакана на 10 м выше верхних отверстий интервала перфорации. НКТ поднято на безопасную глубину 150 м. Скважина оставлена под давлением P = 100 атм на 24 ч. Через сутки цементный мост разбурен и эксплуатационная колонна опрессована.

После проведения работ по повышению продуктивности добывающая скважина имела следующие параметры:

Дебит нефти - 17,1 т/сут; обводненность - 31%.

Закачка компонентов в подошвенную часть пласта позволила повысить нефтеотдачу на 16,9 т/сут за счет дополнительных притоков нефти из переходной зоны (В2) и присоединения ее (В2) к продуктивному пласту.

Пример 27

На скважине, вскрывшей пористый продуктивный пласт, были проведены работы по повышению продуктивности скважины на глубине 1892-1895 м.

До проведения работ по повышению продуктивности скважина имела Дебит нефти - 0,5 т/сут; обводненность - 99,5%.

Работы по повышению нефтеотдачи проводились в добывающей скважине. Для чего в добывающую скважину закачали композицию одновременно: некондиционный бензин в количестве 2 м³ (330% от объема первой оторочки), полимерную смолу «ФРФ-50РМ» в количестве 0,6 м³, с добавкой магниевой пудры в количестве 50 кг (0,12% от объема первой оторочки), «Синол-М» в количестве 0,5 м³ (83% от объема первой оторочки), раствор уротропина в формалине в количестве 0,6 м³ (100% от объема первой оторочки), «Синол - М» в количестве 0,5 м³ (83% от объема первой оторочки), цементный раствор на водной основе плотностью 1,75 г/см³ в количестве 2 м³ (330% от объема первой оторочки), техническую воду в количестве 0,5 м³ (83% от объема первой оторочки).

Давление закачки Рнач. = 90 атм. и Ркон. = 150 атм, режим «СТОП».

Произведена срезка излишек цементного раствора с оставлением цементно-полимерного стакана на 10 м выше верхних отверстий интервала перфорации. НКТ поднято на безопасную глубину 150 м. Скважина оставлена под давлением P = 100 атм на 24 ч. Через сутки цементный мост разбурен и эксплуатационная колонна опрессована.

После проведения работ по повышению продуктивности добывающая скважина имела следующие параметры:

Дебит нефти - 14,3 т/сут; обводненность - 17%.

Закачка компонентов в подошвенную часть пласта позволила повысить нефтеотдачу на 13,8 т/сут за счет дополнительных притоков нефти из переходной зоны (В2) и присоединения ее (В2) к продуктивному пласту.

Пример 28

На скважине, вскрывшей пористый продуктивный пласт, были проведены работы по повышению продуктивности скважины на глубине 2543-2545 м.

До проведения работ по повышению продуктивности скважина имела Дебит нефти - 0,1 т/сут; обводненность - 99,8%.

Работы по повышению нефтеотдачи проводились в добывающей скважине. Для чего в добывающую скважину закачали композицию одновременно: «Синол-М» 2 м³ (500% от объема первой оторочки), полимерную смолу «ФРФ-50РМ» в количестве 0,4 м³, с добавкой углеаммонийной соли в количестве 30 кг (7,5% от объема первой оторочки), ШФЛУ в количестве 0,5 м³ (125% от объема первой оторочки), раствор уротропина в формалине в количестве 0,6 м³ (150% от объема первой оторочки), ШФЛУ в количестве 1 м³ (250% от объема первой оторочки), цементный раствор на водной основе плотностью 1,75 г/см³ в количестве 1,8 м³ (450% от объема первой оторочки), техническую воду в количестве 0,5 м³ (125% от объема первой оторочки).

Давление закачки Рнач. = 100 атм и Ркон. = 130 атм. Произведена срезка излишек цементного раствора с оставлением цементно-полимерного стакана на 10 м выше верхних отверстий интервала перфорации. НКТ поднято на безопасную глубину 150 м. Скважина оставлена под давлением Р = 100 атм на 24 ч. Через сутки цементный мост разбурен и эксплуатационная колонна опрессована.

После проведения работ по повышению продуктивности добывающая скважина имела следующие параметры:

Дебит нефти - 21,4 т/сут; обводненность - 15%.

Закачка компонентов в подошвенную часть пласта позволила повысить нефтеотдачу на 21,3 т/сут за счет дополнительных притоков нефти из переходной зоны (В2) и присоединения ее (В2) к продуктивному пласту.

Пример 29

На скважине, вскрывшей пористый продуктивный пласт, были проведены работы по повышению продуктивности скважины на глубине 1612,2 м.

До проведения работ по повышению продуктивности скважина имела Дебит нефти - 0,3 т/сут; обводненность - 99,6%.

Работы по повышению нефтеотдачи проводились в добывающей скважине. Для чего в добывающую скважину закачали композицию одновременно: газолин в количестве 2 м³ (330% от объема первой оторочки), «ФРФ-50РМ» в количестве 0,6 м³, газолин в количестве 0,5 м³ (83% от объема первой оторочки), раствор уротропина в формалине в количестве 0,6 м³ (100% от объема первой оторочки), газолин в количестве 1 м³ (167% от объема первой оторочки), цементный раствор на водной основе плотностью 1,75 г/см ³ в количестве 2,4 м³ (400% от объема первой оторочки), техническую воду в количестве 0,5 м³ (83% от объема первой оторочки).

Давление закачки Рнач. = 110 атм, Ркон. = 140 атм. Произведена срезка излишек цементного раствора с оставлением цементно-полимерного стакана на 10 м выше верхних отверстий интервала перфорации. НКТ поднято на безопасную глубину 150 м. Скважина оставлена под давлением Р = 100 атм на 24 ч. Через сутки цементный мост разбурен и эксплуатационная колонна опрессована.

После проведения работ по повышению продуктивности добывающая скважина имела следующие параметры:

Дебит нефти - 9,8 т/сут; обводненность - 27%.

Закачка компонентов в подошвенную часть пласта позволила повысить нефтеотдачу на 9,7 т/сут за счет дополнительных притоков нефти из переходной зоны (В2) и присоединения ее (В2) к продуктивному пласту.

Пример 29

На скважине, вскрывшей пористый продуктивный пласт, были проведены работы по повышению продуктивности скважины на глубине 2583-2594 м.

До проведения работ по повышению продуктивности скважина имела Дебит нефти - 0,4 т/сут; обводненность - 99,7%.

Работы по повышению нефтеотдачи проводились в добывающей скважине. Для чего в добывающую скважину закачали последовательно: ШФЛУ в количестве 2 м³ (330% от объема первой оторочки), затем «ФРФ-50РМ» в количестве 0,6 м³, ШФЛУ в количестве 0,5 м³ (83% от объема первой оторочки), раствор уротропина в формалине в количестве 0,6 м³ (100% от объема первой оторочки), ШФЛУ в количестве 1 м³ (167% от объема первой оторочки), цементный раствор на водной основе плотностью 1,75 г/см³ в количестве 2,4 м³ (400% от объема первой оторочки), техническую воду в количестве 0,5 м³ (83% от объема первой оторочки).

Давление закачки Рнач. = 70 атм. Ркон. = 100 атм. Произведена срезка излишек цементного раствора с оставлением цементно-полимерного стакана на 10 м выше верхних отверстий интервала перфорации. НКТ поднято на безопасную глубину 150 м. Скважина оставлена под давлением Р = 100 атм на 24 ч. Через сутки цементный мост разбурен и эксплуатационная колонна опрессована.

После проведения работ по повышению продуктивности добывающая скважина имела следующие параметры:

Дебит нефти - 16,1 т/сут; обводненность - 23%.

Закачка компонентов в подошвенную часть пласта позволила повысить нефтеотдачу на 15,7 т/сут за счет дополнительных притоков нефти из переходной зоны (В2) и присоединения ее (В2) к продуктивному пласту.

Пример 30

На скважине, вскрывшей пористый продуктивный пласт, были проведены работы по повышению продуктивности скважины на глубине 2482-2458 м.

До проведения работ по повышению продуктивности скважина имела Дебит нефти - 0,5 т/сут; обводненность - 99,8%.

Работы по повышению нефтеотдачи проводились в добывающей скважине. Для чего в добывающую скважину закачали композицию одновременно: некондиционный бензин в количестве 2 м³ (330% от объема первой оторочки), смолу «ФРФ-50РМ» в количестве 0,6 м³ с карбонатом натрия в количестве 30 кг (5% от объема первой оторочки), некондиционный бензин 0,5 м³ (83% от объема первой оторочки), раствор уротропина в формалине в количестве 0,6 м³ (100% от объема первой оторочки), некондиционный бензин в количестве 1 м³ (167% от объема первой оторочки), цементный раствор на водной основе плотностью 1,75 г/см³ в количестве 2,4 м³ (400% от объема первой оторочки), техническую воду в количестве 0,5 м³ (83% от объема первой оторочки).

Давление закачки Рнач=110 атм. и Ркон. = 150 атм.

Произведена срезка излишек цементного раствора с оставлением цементно-полимерного стакана на 10 м выше верхних отверстий интервала перфорации. НКТ поднято на безопасную глубину 150 м. Скважина оставлена под давлением P = 100 атм на 24 ч. Через сутки цементный мост разбурен и эксплуатационная колонна опрессована. После проведения работ по повышению продуктивности добывающая скважина имела следующие параметры: дебит нефти - 13,7 т/сут; обводненность - 36%.

Закачка компонентов в подошвенную часть пласта позволила повысить нефтеотдачу на 13,3 т/сут за счет дополнительных притоков нефти из переходной зоны (В2) и присоединения ее (В2) к продуктивному пласту.

Пример 31

На скважине, вскрывшей пористый продуктивный пласт, были проведены работы по повышению продуктивности скважины на глубине 2600-2662,8 м. До проведения работ по повышению продуктивности скважина имела дебит нефти - 0,2 т/сут; обводненность - 99,6%.

Работы по повышению нефтеотдачи проводились в добывающей скважине. Для чего в добывающую скважину закачали композицию одновременно: «Синол-М» в количестве 1,5 м³ (150% от объема первой оторочки), смолу «ФРФ-50РМ» (t-110) в количестве 1 м³, раствор уротропина в формалине + бикарбонат натрия в количестве 200 кг (20% от объема первой оторочки), «Синол-М» в количестве 0,5 м³ (50% от объема первой оторочки).

Давление закачки Рнач. = 40 атм и Ркон. = 70 атм.

Скважина оставлена под давлением P = 70 атм на 24 ч.

Через сутки определили приемистость, она составила 320 м³/сут при P = 60 атм.

После проведения работ добывающая скважина имела следующие параметры: Дебит нефти - 8,4 т/сут; обводненность - 38%.

Закачка компонентов в подошвенную часть пласта позволила повысить нефтеотдачу на 8,2 т/сут за счет дополнительных притоков нефти из переходной зоны (В2) и присоединения ее (В2) к продуктивному пласту.

Пример 32

На скважине, вскрывшей пористый продуктивный пласт, были проведены работы по повышению продуктивности скважины на глубине 2559-2587 м.

До проведения работ по повышению продуктивности скважина имела дебит нефти - 0,1 т/сут; обводненность - 99,5%.

Работы по повышению нефтеотдачи проводились в добывающей скважин. Для чего в добывающую скважину закачали композицию одновременно: некондиционный бензин в количестве 2 м³ (330% от объема первой оторочки), «ФРФ-50РМ (t-110) в количестве 0,6 м³, раствор уротропина в формалине + порообразователь порошковый - карбонат натрия в количестве 120 кг (20% от объема первой оторочки), некондиционный бензин в количестве 0,5 м³ (83% от объема первой оторочки).

Давление закачки Рнач. = 80 атм. Ркон. = 160 атм.

Скважина оставлена под давлением P = 100 атм на 24 ч.

Через сутки определили приемистость, она составила 120 м³/сут при P = 120 атм.

После проведения работ по повышению продуктивности добывающая скважина имела следующие параметры:

Дебит нефти - 23,1 т/сут; обводненность - 14%.

Закачка компонентов в подошвенную часть пласта позволила повысить нефтеотдачу на 23 т/сут за счет дополнительных притоков нефти из переходной зоны (В2) и присоединения ее (В2) к продуктивному пласту.

Пример 33

На скважине, вскрывшей пористый продуктивный пласт, были проведены работы по повышению продуктивности скважины на глубине 2795-2814 м.

До проведения работ по повышению продуктивности скважина имела Дебит нефти - 0,3 т/сут; обводненность - 99,2%.

Работы по повышению нефтеотдачи проводились в добывающей скважине. Для чего в добывающую скважину закачали композицию: «Синол-М» в количестве 2 м³ (330% от объема первой оторочки), смолу «ФРФ» («Геотерм-005») в количестве 1 м³ + дисперсный порообразователь - магниевую пудру + отвердитель («Геотерм-105») в количестве 200 кг (20% от объема первой оторочки),

«Синол-М» в количестве 0,5 м³ (50% от объема первой оторочки).

Давление закачки Рнач. = 60 атм. Ркон. = 120 атм. Скважина оставлена под давлением P = 100 атм на 24 ч. Через сутки определили приемистость, она составила 220 м³/сут при P = 90 атм.

После проведения работ по повышению продуктивности добывающая скважина имела следующие параметры:

Дебит нефти - 11,8 т/сут; обводненность - 23%.

Закачка компонентов в подошвенную часть пласта позволила повысить нефтеотдачу на 11,5 т/сут за счет дополнительных притоков нефти из переходной зоны (В2) и присоединения ее (В2) к продуктивному пласту.

Пример 34

На скважине, вскрывшей пористый продуктивный пласт, были проведены работы по повышению продуктивности скважины на глубине 2100-2110 м.

До проведения работ по повышению продуктивности добывающая скважина имела следующие параметры: дебит нефти - 9,5 т/сут, обводненность - 91%.

Для производства работ по повышению продуктивности в скважину закачали последовательно: ШФЛУ в количестве 1,5 м³ (150% от объема первой оторочки), после этого полимерную смолу «Геотерм-001» в количестве 1 м³, с добавкой в количестве 40 кг углеаммонийной соли (4% от объема первой оторочки), ШФЛУ в количестве 0,5 м³ (50% от объема первой оторочки), полимерный отвердитель «Геотерм-101» в количестве 1 м³ (100% от объема первой оторочки), ШФЛУ в количестве 0,5 м³ (50% от объема первой оторочки).

Давление закачки Рнач. = 40 атм и Ркон. = 80 атм. Скважина оставлена под давлением P = 80 атм на 24 ч. Через сутки определили приемистость, она составила 250 м³/сут при P = 60 атм.

После проведения работ по повышению продуктивности добывающая скважина имела следующие параметры: дебит нефти - 15 т/сут, обводненность - 81%.

Закачка компонентов в подошвенную часть пласта позволила повысить нефтеотдачу на 5,5 т/сут за счет дополнительных притоков нефти из переходной зоны (В2) и присоединения ее (В2) к продуктивному пласту.

Пример 35

На скважине, вскрывшей пористый продуктивный пласт, были проведены работы по повышению продуктивности скважины на глубине 2645-2665 м.

До проведения работ по повышению продуктивности скважина имела Дебит нефти - 10 т/сут; обводненность - 85%.

Работы по повышению нефтеотдачи проводились в добывающей скважине. Для чего в добывающую скважину закачали последовательно: буферную жидкость на спиртосодержащей основе в количестве 1,5 м³ (375% от объема первой оторочки), смолу «ФРФ» («Геотерм-005») в количестве 0,4 м³ + порообразователь - алюминиевую пудру + отвердитель (Геотерм-105) в количестве 120 кг (30% от объема первой оторочки), буферная жидкость на спиртосодержащей основе в количестве 0,5 м³ (125% от объема первой оторочки).

Давление закачки Рнач. = 60 атм и Ркон. = 60 атм. Скважина оставлена под давлением P = 60 атм на 24 ч. Через сутки определили приемистость, она составила 220 м³/сут при P = 90 атм.

После проведения работ по повышению продуктивности добывающая скважина имела следующие параметры:

Дебит нефти - 16,4 т/сут; обводненность - 72%.

Закачка компонентов в подошвенную часть пласта позволила повысить нефтеотдачу на 6,4 т/сут за счет дополнительных притоков нефти из переходной зоны (В2) и присоединения ее (В2) к продуктивному пласту.

Пример 36

На скважине, вскрывшей пористый продуктивный пласт, были проведены работы по повышению продуктивности скважины на глубине 2058-2070 м.

До проведения работ по повышению продуктивности добывающая скважина имела следующие параметры:

Дебит жидкости - 90 м³/сут, Дебит нефти - 7,7 т/сут, обводненность - 90%.

Для производства работ по повышению продуктивности в скважину закачали композицию одновременно: ШФЛУ в количестве 1,5 м³ (150% от объема первой оторочки), полимерную смолу «Геотерм-001» в количестве 1 м³, с добавкой в количестве 40 кг магниевой пудры (4% от объема первой оторочки), ШФЛУ в количестве 0,5 м³ (50% от объема первой оторочки), полимерный отвердитель «Геотерм-101» в количестве 1 м³ (100% от объема первой оторочки), ШФЛУ в количестве 0,5 м (50% от объема первой оторочки).

Давление закачки Рнач. = 60 атм, Ркон. = 90 атм. Скважина оставлена под давлением P = 90 атм на 24 ч. Через сутки определили приемистость, она составила 270 м³/сут при P = 60 атм.

После проведения работ по повышению продуктивности добывающая скважина имела следующие параметры:

Дебит нефти - 26,6 т/сут, обводненность - 64%.

Закачка компонентов в подошвенную часть пласта позволила повысить нефтеотдачу на 21,1 т/сут за счет дополнительных притоков нефти из переходной зоны (В2) и присоединения ее (В2) к продуктивному пласту.

Пример 37

На скважине, вскрывшей пористый продуктивный пласт, были проведены работы по повышению продуктивности скважины на глубине 2795-2814 м.

До проведения работ по повышению продуктивности скважина имела Дебит нефти - 5 т/сут; обводненность - 83%.

Работы по повышению нефтеотдачи проводились в добывающей скважине. Для чего в добывающую скважину закачали последовательно: газолин в количестве 2 м³ (330% от объема первой оторочки), затем смолу «ФРФ» («Геотерм-005») в количестве 1 м³ + дисперсный порообразователь - «Геотерм-105» в количестве 200 кг (20% от объема первой оторочки), газолин в количестве 0,5 м³ (50% от объема первой оторочки).

Давление закачки Рнач. = 60 атм, Ркон. = 120 атм. Скважина оставлена под давлением P = 100 атм на 24 ч. Через сутки определили приемистость, она составила 220 м³/сут при P = 90 атм.

После проведения работ по повышению продуктивности добывающая скважина имела следующие параметры:

Дебит нефти - 9,7 т/сут; обводненность - 64%.

Закачка компонентов в подошвенную часть пласта позволила повысить нефтеотдачу на 4,7 т/сут за счет дополнительных притоков нефти из переходной зоны (В2) и присоединения ее (В2) к продуктивному пласту.

Пример 38

На скважине, вскрывшей пористый продуктивный пласт, были проведены работы по повышению продуктивности скважины на глубине 2170-2185 м.

До проведения работ по повышению продуктивности добывающая скважина имела следующие параметры:

Дебит жидкости - 19 м³/сут, Дебит нефти - 0,2 т/сут, обводненность - 99%.

Для производства работ по повышению продуктивности в скважину закачали композицию одновременно: «Синол-М» в количестве 1,5 м³ (150% от объема первой оторочки), полимерную смолу «Геотерм-001» в количестве 1 м³, с добавкой в количестве 40 кг углеаммонийной соли (4% от объема первой оторочки), «Синол-М» в количестве 0,5 м³ (50% от объема первой оторочки), полимерный отвердитель «Геотерм-101» в количестве 1 м³ (100% от объема первой оторочки), «Синол-М» в количестве 0,5 м³ (50% от объема первой оторочки).

Давление закачки Рнач. = 30 атм. Ркон. = 60 атм. Скважина оставлена под давлением P = 60 атм на 24 ч. Через сутки определили приемистость, она составила 370 м³/сут при P = 50 атм.

После проведения работ по повышению продуктивности добывающая скважина имела следующие параметры:

Дебит нефти - 6,8 т/сут, обводненность - 32%.

Закачка компонентов в подошвенную часть пласта позволила повысить нефтеотдачу на 6,6 т/сут за счет дополнительных притоков нефти из переходной зоны (В2) и присоединения ее (В2) к продуктивному пласту.

Пример 39

На скважине, вскрывшей пористый продуктивный пласт, были проведены работы по повышению продуктивности скважины на глубине 2160-2177 м.

До проведения работ по повышению продуктивности добывающая скважина имела следующие параметры:

Дебит жидкости - 56 м³/сут, Дебит нефти - 2,8 т/сут, обводненность - 95%.

Для производства работ по повышению продуктивности в скважину закачали последовательно: растворитель в количестве 1,5 м³ (150% от объема первой оторочки), затем полимерную смолу «Геотерм-001» в количестве 1 м³, с добавкой в количестве 40 кг алюминиевой пудры (4% от объема первой оторочки), растворитель в количестве 0,5 м³ (50% от объема первой оторочки), полимерный отвердитель «Геотерм-101» в количестве 1 м³ (100% от объема первой оторочки), растворитель в количестве 0,5 м³ (50% от объема первой оторочки).

Давление закачки Рнач. = 45 атм. Ркон. = 70 атм. Скважина оставлена под давлением P = 70 атм на 24 ч. Через сутки определили приемистость, она составила 370 м³/сут при P = 50 атм.

После проведения работ по повышению продуктивности добывающая скважина имела следующие параметры:

Дебит нефти - 11,5 т/сут, обводненность - 70%.

Закачка компонентов в подошвенную часть пласта позволила повысить нефтеотдачу на 8,7 т/сут за счет дополнительных притоков нефти из переходной зоны (В2) и присоединения ее (В2) к продуктивному пласту.

Пример 40

На скважине, вскрывшей поровый продуктивный пласт, были проведены работы по повышению продуктивности скважины на глубине 1181-1197 м.

До проведения работ по повышению продуктивности добывающая скважина имела следующие параметры:

Дебит жидкости - 20 м³/сут, Дебит нефти - 1,0 т/сут, обводненность - 95%.

В добывающую скважину закачали композицию одновременно: пресную воду в количестве 2 м³ (200% от объема первой оторочки), полимерную смолу «Геотерм-011» в количестве 1 м³, пресную воду 0,2 м³ (20% от объема первой оторочки), полимерный отвердитель «Геотерм-111» в количестве 0,6 м³ (60% от объема первой оторочки) с добавкой углеаммонийной соли в количестве 30 кг (3% от объема первой оторочки), пресную воду в количестве 0,2 м³ (20% от объема первой оторочки).

Давление закачки Рнач. = 0 атм. и Ркон. = 25 атм. Скважина оставлена под давлением P = 20 атм на 24 ч. Через сутки определили приемистость, она составила 320 м³/сут при P = 20 атм.

После проведения работ по повышению продуктивности добывающая скважина имела следующие параметры:

Дебит нефти - 4,7 т/сут, обводненность - 72%.

Закачка компонентов в подошвенную часть пласта позволила повысить нефтеотдачу на 3,7 т/сут за счет дополнительных притоков нефти из переходной зоны (В2) и присоединения ее (В2) к продуктивному пласту.

Пример 41

На скважине, вскрывшей поровый продуктивный пласт, были проведены работы по повышению продуктивности скважины на глубине 635-650 м.

До проведения работ по повышению продуктивности добывающая скважина имела следующие параметры:

Дебит жидкости - 24 м³/сут, Дебит нефти - 1,7 т/сут, обводненность - 93%.

В добывающую скважину закачали композицию одновременно: пресную воду в количестве 0,5 м³ (50% от объема первой оторочки), полимерную смолу «Геотерм-011» в количестве 1 м³, пресную воду в количестве 0,5 м³ (50% от объема первой оторочки) с добавкой бикарбоната натрия в количестве 20 кг (2% от объема первой оторочки), полимерный отвердитель «Геотерм-111» в количестве 0,6 м³ (60% от объема первой оторочки) с добавкой бикарбоната натрия в количестве 20 кг (2% от объема первой оторочки), пресную воду в количестве 0,2 м³ (20% от объема первой оторочки).

Давление закачки Рнач. = 0 атм. Ркон. = 20 атм. Скважина оставлена под давлением P = 20 атм на 24 ч. Через сутки определили приемистость, она составила 370 м³/сут при P = 10 атм.

После проведения работ по повышению продуктивности добывающая скважина имела следующие параметры:

Дебит нефти - 6,0 т/сут, обводненность - 68%.

Закачка компонентов в подошвенную часть пласта позволила повысить нефтеотдачу на 4,3 т/сут за счет дополнительных притоков нефти из переходной зоны (В2) и присоединения ее (В2) к продуктивному пласту.

Пример 42

На скважине, вскрывшей поровый продуктивный пласт, были проведены работы по повышению продуктивности скважины на глубине 130-155 м.

До проведения работ по повышению продуктивности добывающая скважина имела следующие параметры:

Дебит жидкости - 35 м³/сут, Дебит нефти - 1,05 т/сут, обводненность - 97%.

В добывающую скважину закачали композицию одновременно: пресную воду в количестве 1 м³ (100% от объема первой оторочки), полимерную смолу «Геотерм-011» в количестве 1 м³ с добавкой карбоната натрия в количестве 20 кг (2% от объема первой оторочки), пресную воду в количестве 0,2 м³ (20% от объема первой оторочки) с добавкой карбоната натрия в количестве 20 кг, полимерный отвердитель «Геотерм-111» в количестве 0,6 м³ (60% от объема первой оторочки) с добавкой карбоната натрия в количестве 20 кг (2% от объема первой оторочки), пресную воду в количестве 0,5 м³ (50% от объема первой оторочки).

Давление закачки Рнач. = 0 атм и Ркон. = 10 атм. Скважина оставлена под давлением P = 10 атм на 24 ч. Через сутки определили приемистость, она составила 410 м³/сут при P = 10 атм.

После проведения работ по повышению продуктивности добывающая скважина имела следующие параметры:

Дебит нефти - 8,7 т/сут, обводненность - 72%.

Закачка компонентов в подошвенную часть пласта позволила повысить нефтеотдачу на 7,65 т/сут за счет дополнительных притоков нефти из переходной зоны (В2) и присоединения ее (В2) к продуктивному пласту.

Пример 43

На скважине, вскрывшей поровый продуктивный пласт, были проведены работы по повышению продуктивности скважины на глубине 351 м.

До проведения работ по повышению продуктивности скважина имела Дебит нефти - 4,2 т/сут; обводненность - 87%.

Работы по повышению нефтеотдачи проводились в добывающей скважине. Для чего в добывающую скважину закачали композицию одновременно: пресную воду в количестве 1 м³ (100% от объема первой оторочки), полимерную смолу «Геотерм-011» в количестве 1 м³, с добавкой углеаммонийной соли в количестве 20 кг (2% от объема первой оторочки), пресную воду в количестве 0,2 м³ (20% от объема первой оторочки) с добавкой углеаммонийной соли в количестве 20 кг (2% от объема первой оторочки), полимерный отвердитель «Геотерм-111» в количестве 0,6 м³ (60% от объема первой оторочки) с добавкой порообразователя в количестве 20 кг (2% от объема первой оторочки), пресную воду в количестве 0,5 м³ (50% от объема первой оторочки).

Давление закачки Рнач. = 60 атм и Ркон. = 100 атм. Скважина оставлена под давлением P = 100 атм на 16 ч. Через 16 часов произвели закачку: полимерной композиции «Геотерм-06» в количестве 0,8 м³, полимерного отвердителя «Геотерм-106» в количестве 0,4 м³ (50% от объема первой пачки), перемешанные на поверхности.

Давление закачки Рнач. = 100 атм и Ркон. = 130 атм. Произведена срезка излишек полимерного раствора с оставлением полимерного стакана на 10 м выше верхних отверстий интервала перфорации. НКТ поднято на безопасную глубину 150 м. Скважина оставлена под давлением P = 100 атм на 48 ч. Через двое суток полимерный мост разбурен и эксплуатационная колонна опрессована.

После проведения работ по повышению продуктивности добывающая скважина имела следующие параметры:

Дебит нефти - 8,5 т/сут; обводненность - 64%.

Закачка компонентов в подошвенную часть пласта позволила повысить нефтеотдачу на 4,3 т/сут за счет дополнительных притоков нефти из переходной зоны (В2) и присоединения ее (В2) к продуктивному пласту.

Пример 44

На скважине, вскрывшей поровый продуктивный пласт, были проведены работы по повышению продуктивности скважины на глубине 2482-2458 м.

До проведения работ по повышению продуктивности скважина имела Дебит нефти - 3,6 т/сут; обводненность - 91%.

Работы по повышению нефтеотдачи проводились в добывающей скважине. Для чего в добывающую скважину закачали композицию одновременно: пресную воду в количестве 1 м³ (100% от объема первой оторочки), полимерную смолу «Геотерм-011» в количестве 1 м³, пресную воду в количестве 0,2 м³ (20% от объема первой оторочки) с добавкой углеаммонийной соли в количестве 20 кг (2% от объема первой оторочки), полимерный отвердитель «Геотерм-111» в количестве 0,6 м³ (60% от объема первой оторочки) с добавкой углеаммонийной соли в количестве 20 кг (2% от объема первой оторочки), пресную воду в количестве 0,5 м³ (50% от объема первой оторочки).

Давление закачки Рнач. = 125 атм и Ркон. = 130 атм. Скважина оставлена под давлением P = 100 атм на 16 ч. Через 16 часов произвели закачку: полимерной композиции «Геотерм-06» в количестве 0,8 м³ и полимерного отвердителя «Геотерм-106» в количестве 0,4 м³ (50% от объема первой пачки), перемешанные на поверхности.

Давление закачки Рнач. = 135 атм. и Ркон. = 150 атм. Произведена срезка излишек полимерного раствора с оставлением полимерного стакана на 10 м выше верхних отверстий интервала перфорации. НКТ поднято на безопасную глубину 150 м. Скважина оставлена под давлением P = 100 атм на 24 ч. Через сутки полимерный мост разбурен и эксплуатационная колонна опрессована.

После проведения работ по повышению продуктивности добывающая скважина имела следующие параметры:

Дебит нефти - 3,7 т/сут; обводненность - 63%.

Закачка компонентов в подошвенную часть пласта позволила повысить нефтеотдачу на 4,3 т/сут за счет дополнительных притоков нефти из переходной зоны (В2) и присоединения ее (В2) к продуктивному пласту.

Пример 45

На скважине, вскрывшей трещиноватый продуктивный пласт, были проведены работы по повышению продуктивности скважины на глубине 3277 м. До проведения работ по повышению продуктивности скважина имела Дебит нефти - 0,1 т/сут; обводненность - 99,9%.

Работы проводились в добывающей скважине, для чего в нее закачали композицию одновременно: ШФЛУ в количестве 50 м³ (5000% от объема первой оторочки), полимерную смолу «Геотерм-007» в количестве 1 м³, пресную воду в количестве 5 м³ (500% от объема первой оторочки) с добавкой углеаммонийной соли в количестве 20 кг (2% от объема первой оторочки), полимерный отвердитель «Геотерм-107» в количестве 0,6 м³ (60% от объема первой оторочки) с добавкой углеаммонийной соли в количестве 20 кг (2% от объема первой оторочки), пресную воду в количестве 0,5 м³ (50% от объема первой оторочки).

Давление закачки Рнач. = 0 атм и Ркон. = 30 атм. Скважина оставлена под давлением P = 30 атм на 16 ч. Через 18 часов произвели закачку: полимерной смолы «Геотерм-006» в количестве 1,0 м³ (100%) и полимерного отвердителя «Геотерм-106» в количестве 0,4 м³ (40% от объема первой оторочки), перемешанные на поверхности.

Давление закачки Рнач. = 30 атм. и Ркон. = 50 атм. Произведена срезка излишек полимерного раствора с оставлением полимерного стакана на 10 м выше интервала негерметичности, НКТ поднято на безопасную глубину 150 м. Скважина оставлена под давлением P = 50 атм. на 24 ч. Через сутки полимерный мост разбурен и ствол скважины опрессован.

После проведения работ по повышению продуктивности добывающая скважина имела следующие параметры:

Дебит нефти - 26,2 т/сут; обводненность - 65%.

Закачка компонентов в подошвенную часть пласта позволила повысить нефтеотдачу на 26,1 т/сут за счет дополнительных притоков нефти из переходной зоны (В2) и присоединения ее (В2) к продуктивному пласту.

Пример 46

На скважине, вскрывшей трещиноватый продуктивный пласт, были проведены работы по повышению продуктивности скважины на глубине 3120 м.

До проведения работ по повышению продуктивности скважина имела Дебит нефти - 0,4 т/сут; обводненность - 99,6%.

Работы по повышению нефтеотдачи проводились в добывающей скважине, для чего в добывающую скважину закачали последовательно: ацетон в количестве 40 м³ (4000% от объема первой оторочки), затем полимерную смолу «Геотерм-007» в количестве 1 м³, пресную воду в количестве 4 м³ (400% от объема первой оторочки) с добавкой углеаммонийной соли в количестве 25 кг (2,5% от объема первой оторочки), полимерный отвердитель «Геотерм-107» в количестве 0,5 м³ (50% от объема первой оторочки) с добавкой углеаммонийной соли в количестве 25 кг (2,5% от объема первой оторочки), пресную воду в количестве 0,4 м³ (40% от объема первой оторочки).

Давление закачки Рнач. = 0 атм и Ркон. = 40 атм. Скважина оставлена под давлением P = 40 атм на 24 ч. Через 24 часа произвели закачку: полимерной смолы «Геотерм-006» в количестве 1,0 м³ (100%) и полимерного отвердителя «Геотерм-106» в количестве 0,4 м³ (40% от объема первой оторочки), перемешанные на поверхности.

Давление закачки Рнач. = 40 атм и Ркон. = 60 атм. Произведена срезка излишек полимерного раствора с оставлением полимерного стакана на 10 м выше интервала негерметичности, НКТ поднято на безопасную глубину 150 м. Скважина оставлена под давлением P = 60 атм на 24 ч. Через сутки полимерный мост разбурен и ствол скважины опрессован.

После проведения работ по повышению продуктивности добывающая скважина имела следующие параметры:

Дебит нефти - 18,9 т/сут; обводненность - 56%.

Закачка компонентов в подошвенную часть пласта позволила повысить нефтеотдачу на 18,5 т/сут за счет дополнительных притоков нефти из переходной зоны (В2) и присоединения ее (В2) к продуктивному пласту.

Пример 47

На скважине, вскрывшей трещиноватый продуктивный пласт, были проведены работы по повышению продуктивности скважины на глубине 2987 м.

До проведения работ по повышению продуктивности скважина имела Дебит нефти - 0,2 т/сут; обводненность - 99,4%.

Работы по повышению нефтеотдачи проводились в добывающей скважине, для чего в добывающую скважину закачали последовательно: техническую воду в количестве 25 м³ (2500% от объема первой оторочки), полимерную смолу «Геотерм-007» в количестве 1 м³, пресную воду в количестве 2 м³ (200% от объема первой оторочки), полимерный отвердитель «Геотерм-107» в количестве 0,5 м³ (50% от объема первой оторочки) с добавкой углеаммонийной соли в количестве 30 кг, пресную воду в количестве 0,4 м³ (40% от объема первой оторочки).

Давление закачки Рнач. = 0 атм и Ркон. = 25 атм. Скважина оставлена под давлением P = 25 атм на 20 ч. Через 20 часов закачали сухой цемент в дизельном топливе плотностью 1,55 г/см³ в количестве 4 м³ (400% от объема первой оторочки) и техническую воду в количестве 0,5 м³ (50% от объема первой оторочки)

Давление закачки Рнач. = 25 атм и Ркон. = 70 атм. Произведена срезка излишек цементного раствора с оставлением цементно-полимерного стакана на 10 м выше интервала негерметичности, НКТ поднято на безопасную глубину 150 м. Скважина оставлена под давлением P = 70 атм на 24 ч.

Через сутки цементно-полимерный мост разбурен и ствол скважины опрессован. После проведения работ по повышению продуктивности добывающая скважина имела следующие параметры:

Дебит нефти - 14,9 т/сут; обводненность - 67%.

Закачка компонентов в подошвенную часть пласта позволила повысить нефтеотдачу на 14,7 т/сут за счет дополнительных притоков нефти из переходной зоны (В2) и присоединения ее (В2) к продуктивному пласту.

Предлагаемое техническое решение, осуществляя закачку компонентов непосредственно в переходную зону В1 добывающей скважины, отсекая зону водонасыщения А от зоны предельного нефтенасыщения Г, или непосредственно в ствол нагнетательной скважины, или одновременно в добывающую и в нагнетательную скважины, позволяет повысить продуктивность скважины за счет притоков продукции скважины из переходной зоны В2, присоединив ее к продуктивному пласту, тем самым утолщая продуктивный пласт, учитывая подзону рыхлосвязанной воды переходной зоны, не отсекая эту подзону от продуктивного пласта, и учитывая наличие или отсутствие глинистых перемычек на границах зоны предельного водонасыщения и переходной зоны.

Способ можно дополнительно использовать для снижения или предупреждения выноса песков и пропантов в ствол скважины, снижения или ограничения заколонной циркуляции, ликвидации поглощения бурового раствора при бурении разведочно-эксплуатационных скважин, восстановления герметичности эксплуатационных колонн.

1. Способ повышения продуктивности скважин, включающий закачку первой и второй оторочек через разделительную жидкость на углеводородной или водной основе в расчетный район скважины, отличающийся тем, что в продуктивных пластах с рыхлыми - слабосцементированными пористыми и/или трещиноватыми коллекторами определяют наличие зоны остаточной нефтенасыщенности, определяют наличие зоны предельного водонасыщения, определяют наличие недонасыщенной переходной зоны с зоной рыхлосвязанной воды с интенсивным течением диффузных слоев воды и с подзоной повышенного содержания нефти, определяют наличие зоны предельного нефтенасыщения, учитывают наличие или отсутствие глинистых перемычек на границах зоны предельного водонасыщения и переходной зоны, отсекают водонасыщенную зону от зоны предельного нефтенасыщения и обеспечивают приток нефти в продуктивный пласт из подзоны повышенного содержания нефти, закачку осуществляют в расчетный район добывающей и/или нагнетательной скважин, при этом разделительную жидкость закачивают в количестве от 0,1 до 500% от объема первой оторочки, вторую оторочку закачивают в количестве от 0,1 до 250% от объема первой оторочки, в качестве первой оторочки используют полимерную смолу, в качестве второй оторочки используют полимерный отвердитель, после закачки осуществляют перевод скважины в режим притока углеводорода.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве отвердителя полимерного используют жидкий или порошкообразный полимерный отвердитель кислотного или нейтрального состава.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно осуществляют закачку цементного раствора на углеводородной основе в количестве от 0,1 до 2000% от объема первой оторочки через разделительную жидкость на водной основе.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно осуществляют выдержку скважины в покое на заданный интервал времени после закачки второй оторочки.

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что разделительная жидкость дополнительно снабжена порообразователем в заданном объеме.

6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что первая оторочка дополнительно снабжена порообразователем в заданном объеме.

7. Способ по п. 1, отличающийся тем, что вторая оторочка дополнительно снабжена порообразователем в заданном объеме.

8. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве порообразователя используют порошкообразные или жидкие продукты.

9. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве отвердителя полимерного используют жидкий или порошкообразный полимерный отвердитель щелочного состава.

10. Способ повышения продуктивности скважин, включающий закачку вязкоупругой пачки, первой и второй оторочек через разделительную жидкость в расчетный район скважины, отличающийся тем, что в продуктивных пластах с рыхлыми - слабосцементированными пористыми и/или трещиноватыми коллекторами определяют наличие зоны остаточной нефтенасыщенности, определяют наличие зоны предельного водонасыщения, определяют наличие недонасыщенной переходной зоны с зоной рыхлосвязанной воды с интенсивным течением диффузных слоев воды и с подзоной повышенного содержания нефти, определяют наличие зоны предельного нефтенасыщения, учитывают наличие или отсутствие глинистых перемычек на границах зоны предельного водонасыщеиия и переходной зоны, отсекают водонасыщенную зону от зоны предельного нефтенасыщения и обеспечивают приток нефти в продуктивный пласт из подзоны повышенного содержания нефти, закачку осуществляют в расчетный район добывающей и/или нагнетательной скважин, при этом вязкоупругую пачку закачивают в количестве от 0,1 до 5000% от объема первой оторочки, вторую оторочку закачивают в количестве от 0,1 до 250% от объема первой оторочки, разделительную жидкость закачивают в количестве от 0,1 до 500% от объема первой оторочки и цементный или полимерцементный раствор закачивают в количестве от 0,1 до 2000% от объема первой оторочки, в качестве первой оторочки используют полимерную смолу, в качестве второй оторочки используют полимерный отвердитель, в качестве цементного раствора используют цементный раствор на водной основе или на углеводородной основе, после закачки осуществляют перевод скважины в режим притока углеводорода.

11. Способ по п. 10, отличающийся тем, что дополнительно осуществляют выдержку скважины в покое на заданный интервал времени после закачки разделительной жидкости на водной основе.

12. Способ по п. 10, отличающийся тем, что первая оторочка дополнительно снабжена порообразователем в заданном объеме.

13. Способ по п. 10, отличающийся тем, что вторая оторочка дополнительно снабжена порообразователем в заданном объеме.

14. Способ по п. 10, отличающийся тем, что дополнительно осуществляют закачку разделительной жидкости в количестве от 0,1 до 500% от объема первой оторочки после закачки вязкоупругой пачки.

15. Способ по п. 10, отличающийся тем, что разделительная жидкость дополнительно снабжена порообразователем в заданном объеме.

16. Способ по п. 10, отличающийся тем, что в качестве порообразователя используют порошкообразные или жидкие продукты.

17. Способ по п. 10, отличающийся тем, что в качестве полимерцементного раствора используют раствор полимерной смолы с отвердителем и с цементом плотностью 1,45-1,5 т/м³.

18. Способ повышения продуктивности скважин, включающий закачку первой и второй оторочек через разделительную жидкость, вязкоупругой пачки в расчетный район скважины, отличающийся тем, что в продуктивных пластах с рыхлыми - слабосцементированными пористыми и/или трещиноватыми коллекторами определяют наличие зоны остаточной нефтенасыщенности, определяют наличие зоны предельного водонасыщения, определяют наличие недонасыщенной переходной зоны с зоной рыхлосвязанной воды с интенсивным течением диффузных слоев воды и с подзоной повышенного содержания нефти, определяют наличие зоны предельного нефтенасыщения, учитывают наличие или отсутствие глинистых перемычек на границах зоны предельного водонасыщеиия и переходной зоны, отсекают водонасыщенную зону от зоны предельного нефтенасыщения и обеспечивают приток нефти в продуктивный пласт из подзоны повышенного содержания нефти, закачку осуществляют в расчетный район добывающей и/или нагнетательной скважин, при этом вторую оторочку закачивают в количестве от 0,1 до 250% от объема первой оторочки, вязкоупругую пачку закачивают в количестве от 0,1 до 5000% от объема первой оторочки, цементный или полимерцементный раствор закачивают в количестве от 0,1 до 2000% от объема первой оторочки, в качестве первой оторочки используют полимерную смолу, в качестве второй оторочки используют полимерный отвердитель, в качестве цементного раствора используют цементный раствор на водной основе или на углеводородной основе, после закачки осуществляют перевод скважины в режим притока углеводорода.

19. Способ по п. 18, отличающийся тем, что в качестве отвердителя полимерного используют жидкий или порошкообразный полимерный отвердитель кислотного или нейтрального состава.

20. Способ по п. 18, отличающийся тем, что в качестве отвердителя полимерного используют жидкий или порошкообразный полимерный отвердитель щелочного состава.

21. Способ по п. 18, отличающийся тем, что дополнительно осуществляют выдержку скважины в покое на заданный интервал времени после закачки второй оторочки.

22. Способ по п. 18, отличающийся тем, что первая оторочка дополнительно снабжена порообразователем в заданном объеме.

23. Способ по п. 18, отличающийся тем, что вторая оторочка дополнительно снабжена порообразователем в заданном объеме.

24. Способ по п. 18, отличающийся тем, что в качестве порообразователя используют порошкообразные или жидкие продукты.