Способ поинтервальной кислотной обработки горизонтальной скважины, эксплуатирующей карбонатный коллектор



Способ поинтервальной кислотной обработки горизонтальной скважины, эксплуатирующей карбонатный коллектор
Способ поинтервальной кислотной обработки горизонтальной скважины, эксплуатирующей карбонатный коллектор
Способ поинтервальной кислотной обработки горизонтальной скважины, эксплуатирующей карбонатный коллектор

Владельцы патента RU 2554962:

Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтедобыче. Технический результат - интенсификация добычи нефти из горизонтальной скважины, увеличение дебита нефти в 1,5-2 раза, снижение обводненности добываемой продукции на 30-50%. В способе поинтервальной кислотной обработки горизонтальной скважины, эксплуатирующей карбонатный коллектор, включающем спуск колонны труб в скважину, закачку по колонне труб в пласт кислотных составов, до начала обработки в горизонтальной скважине проводят геофизические исследования. Выделяют и разделяют интервалы горизонтальной скважины на две группы. В первую группу включают интервалы с проницаемостью от 40 до 70 мД и обводненностью добываемой продукции от 70 до 80%. Во вторую группу включают интервалы с проницаемостью от 5 до 39 мД и обводненностью добываемой продукции от 50 до 69%. Затем спускают в горизонтальную скважину заглушенную снизу колонну труб, оснащенную двумя пакерами с перфорированным патрубком между ними. Затем проводят последовательную обработку интервалов горизонтальной скважины, относящихся к первой группе, путем герметичного отсечения каждого интервала с последующей чередующейся закачкой в каждый интервал в три цикла временного блокирующего состава с расходом 6-12 м3/ч, в качестве которого используют обратную водонефтяную эмульсию с динамической вязкостью 120 мПа·с при 20°C, и кислотного состава с расходом 54-66 м3/ч. После обработки интервалов горизонтальной скважины, относящихся к первой группе, извлекают колонну труб из горизонтальной скважины, на устье горизонтальной скважины колонну труб выше перфорированного патрубка оснащают импульсным пульсатором жидкости и вновь спускают заглушенную снизу колонну труб, оснащенную двумя пакерами с перфорированным патрубком между ними, в горизонтальную скважину. Производят обработку интервалов горизонтальной скважины второй группы путем герметичного отсечения каждого интервала с последующей импульсной закачкой в каждый интервал самоотклоняющейся кислотной композиции на основе гелирующего агента с расходом 24-36 м3/ч. 3 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано для интенсификации добычи нефти и снижения обводненности горизонтальной скважины, эксплуатирующей карбонатный коллектор, путем проведения поинтервальных обработок ствола скважины, в том числе и в открытом стволе.

Известен способ кислотной обработки нефтяного пласта (патент RU №2082880, МПК E21B 43/27, опубл. 27.06.1997 г.), вскрытого скважиной с горизонтальным стволом, включающий спуск колонны труб до забоя, закачку по ним кислоты и продавку ее в пласт, перед закачкой кислоты горизонтальный участок ствола заполняют вязкой инертной к кислоте жидкостью, а кислоту закачивают в обрабатываемый интервал горизонтального ствола для замещения ей указанной жидкости, плотность кислоты должна быть равной плотности вязкой инертной к кислоте жидкости или отличаться не более чем на 5%.

Недостатки данного способа:

- во-первых, способ не позволяет надежно изолировать высокопроницаемые участки горизонтального ствола скважины на время проведения кислотной обработки низкопроницаемых интервалов;

- во-вторых, при образовании водонефтяных или кислотонефтяных эмульсий практически необратимо кольматируется поровое пространство не только водонасыщенной, но и нефтенасыщенной части продуктивного пласта.

Также известен способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтальных скважин (патент RU №2144616, МПК E21B 43/27, опубл. 20.01.2000 г.), включающий закачку нефтяной эмульсии и раствора кислоты. Закачку нефтяной эмульсии производят по всему обрабатываемому профилю горизонтального ствола, закачку раствора кислоты производят за время, обеспечивающее растворение продуктивного пласта в обрабатываемой зоне по расчетному выражению, а отключение обработанных интервалов производят нефтекислотными эмульсиями после каждого кислотного воздействия, последовательно увеличивая при этом вязкость нефтекислотной эмульсии и уменьшая ее стабильность по мере продвижения обрабатываемого интервала от забоя скважины к месту входа ее в продуктивный пласт.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, малая эффективность отключения (отсечения) обработанных интервалов;

- во-вторых, малая эффективность кислотной обработки в неоднородном коллекторе, вскрытом горизонтальным стволом.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ поинтервальной кислотной обработки призабойной зоны горизонтальных скважин (патент RU №2208147, МПК E21B 43/27, опубл. 10.07.2003 г.), включающий спуск колонны труб в скважину, закачку по колонне труб в пласт тампонирующего состава на основе углеводородной эмульсии и последующую закачку кислоты, имеющей равную плотность с плотностью тампонирующего состава или отличающуюся не более чем на 5%, в качестве тампонирующего состава на основе углеводородной эмульсии используют состав, содержащий углеводородную жидкость, щелочной эмульгатор на основе оксиэтилированных этанолов или оксиэтилированных гликолей, крахмал, гидроксид щелочного металла, водорастворимый борат щелочного металла и минерализованную хлоридом калия и/или натрия воду, причем в качестве углеводородной жидкости используется, например, нефть или трансформаторное масло.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, сложный технологический процесс осуществления способа, связанный с необходимостью замера плотности закачиваемой в скважину кислоты, имеющей равную плотность с плотностью тампонирующего состава или отличающуюся не более чем на 5%;

- во-вторых, малая эффективность кислотной обработки в неоднородном коллекторе, вскрытом горизонтальным стволом скважины;

- в-третьих, отсутствие учета проницаемости коллектора карбонатного пласта, вскрытого горизонтальным стволом, а также расхода кислотных составов при их закачке в пласт в процессе реализации способа;

- в-четвертых, низкое качество кислотной обработки горизонтального ствола скважины вследствие отсутствия герметичного отсечения обрабатываемых интервалов в горизонтальном стволе скважины.

Техническими задачами предложения являются повышение эффективности поинтервальной обработки горизонтальной скважины путем синергии результатов обработок, отличающихся по проницаемости карбонатного коллектора и обводненности добываемой продукции из интервалов ствола горизонтальной скважины, за счет обработки интервалов ствола горизонтальной скважины в определенной последовательности индивидуально подобранными составами, закачиваемыми с оптимальным расходом, снижение обводненности продукции скважины, увеличение дебита.

Поставленные задачи решаются способом поинтервальной кислотной обработки горизонтальной скважины, эксплуатирующей карбонатный коллектор, включающим спуск колонны труб в скважину, закачку по колонне труб в пласт кислотных составов.

Новым является то, что до начала обработки в горизонтальной скважине проводят геофизические исследования, выделяют и разделяют интервалы горизонтальной скважины на две группы, причем в первую группу включают интервалы с проницаемостью от 40 до 70 мД и обводненностью добываемой продукции от 70 до 80%, а во вторую группу включают интервалы с проницаемостью от 39 до 5 мД и обводненностью добываемой продукции от 69 до 50%, после чего спускают в горизонтальную скважину заглушенную снизу колонну труб, оснащенную двумя пакерами с перфорированным патрубком между ними, затем проводят последовательную обработку интервалов горизонтальной скважины, относящихся к первой группе, путем герметичного отсечения каждого интервала с последующей чередующейся закачкой в каждый интервал в три цикла временного блокирующего состава с расходом 6-12 м3/ч, в качестве которого используют обратную водонефтяную эмульсию с динамической вязкостью 120 мПа·с при 20°C, и кислотного состава с расходом 54-66 м3/ч, после обработки интервалов горизонтальной скважины, относящихся к первой группе, извлекают колонну труб из горизонтальной скважины, на устье горизонтальной скважины колонну труб выше перфорированного патрубка оснащают импульсным пульсатором жидкости и вновь спускают заглушенную снизу колонну труб, оснащенную двумя пакерами с перфорированным патрубком между ними, в горизонтальную скважину, производят обработку интервалов горизонтальной скважины второй группы путем герметичного отсечения каждого интервала с последующей импульсной закачкой в каждый интервал самоотклоняющейся кислотной композиции на основе гелирующего агента с расходом 24-36 м3/ч.

Суть предлагаемого способа.

В предлагаемом способе применяется чередующаяся циклическая закачка блокирующего состава, в качестве которого используют обратную водонефтяную эмульсию, и кислотного состава, которая ограничивается высокой вязкостью блокирующего состава, причем, с одной стороны, высокая вязкость обратной водонефтяной эмульсии позволяет эффективно обработать карбонатный коллектор с проницаемостью от 40 до 70 мД и обводненностью добываемой продукции от 70 до 80% за счет глубокого проникновения обратной водонефтяной эмульсии в поры такого карбонатного коллектора, с другой стороны, высокая вязкость обратной водонефтяной эмульсии и возникающее при этом высокое фильтрационное сопротивление не позволяют обработать карбонатный коллектор с интервалами проницаемостью от 40 до 5 мД и обводненностью добываемой продукции от 69 до 50%, поскольку давление продавки обратной водонефтяной эмульсии в пласт не должно превышать давление гидроразрыва карбонатного пласта.

Для эффективной обработки интервалов горизонтальной скважины, эксплуатирующей карбонатный коллектор с проницаемостью от 39 до 5 мД и обводненностью добываемой продукции от 69 до 50%, используют самоотклоняющую кислотную композицию на основе гелирующего агента, что, с одной стороны, исключает кольматирование порового пространства карбонатного коллектора, а с другой, имеет вязкость ниже вязкости обратной водонефтяной эмульсии, что позволяет эффективно обрабатывать карбонатный коллектор с низкой проницаемостью (от 39 до 5 мД) и обводненностью (от 69 до 50%), а закачка самоотклоняющейся кислотной композиции на основе гелирующего агента в импульсном режиме обеспечивает глубокое проникновение в поры карбонатного коллектора, вследствие чего в карбонатном коллекторе образуются множественные каверны и сквозные каналы растворения.

При реализации способа в качестве блокирующего состава используют обратную водонефтяную эмульсию, приведенную, например, в способе изоляции водопритоков в нефтедобывающей скважине (патент RU №2114990, МПК E21B 43/32, опубл. 10.07.1998 г.), эмульсия содержит 35% об. - нефти, 63% об. - пластовой девонской воды, 2% об. - эмультала или в способе изоляции зон водопритока в скважине (патент RU №2283422, МПК E21B 33/138, опубл. 10.09.2006 г.), эмульсия содержит товарную нефть, кремнийорганическую жидкость и воду в объемном соотношении 76:4:20 соответственно.

В качестве кислотного состава, например, используют поверхностно-активный кислотный состав, % :

соляная кислота HCL (22-24%-ный водный раствор,  
товарная форма) 90
ПАВ (МЛ-81Б, ФЛЭК и др.) 2
кубовые остатки бутиловых спиртов или  
изопропиловый спирт 3
деэмульгатор водорастворимый 2
уксусная кислота не менее 80%-ной концентрации 3

В качестве самоотклоняющейся кислотной композиции на основе гелирующего агента применяют самоотклоняющийся кислотный состав с поверхностно-активными веществами, представляющими собой раствор соляной кислоты с поверхностно-активными веществами и добавками на основе гелирующего агента сурфогель.

Например, используют кислотную систему на основе вязкоупругих поверхностно-активных веществ, имеющую следующий состав: 12% - HCl, 6% - Сурфогель, 0,5% - Акватек 50 Стандарт или: 12% - HCl, 6% - Сурфогель, 0,4% - Солинг (см. табл.4, стр.542 «Самоотклоняющиеся кислотные системы на основе вязкоупругих ПАВ: эксперимент и модель» авторы Пестриков А.В., ОАО «НК «Роснефть», г. Москва, Российская Федерация, Политов М.Е. ООО «РН-УфаНИПИнефть», г. Уфа, Российская Федерация. Электронный научный журнал. - Нефтегазовое дело. - 2013. - №4. - С.529-562).

На фиг.1, 2 и 3 изображена схема реализации предлагаемого способа.

Способ поинтервальной обработки горизонтальной скважины 1 (см. фиг.1), эксплуатирующей карбонатный коллектор, реализуют следующим образом.

До начала обработки горизонтальной скважины 1 проводят геофизические исследования. При проведении геофизических исследований используют колтюбинговую установку, оборудованную безмуфтовой длинномерной трубой с запасованным геофизическим кабелем, и прибор АГАТ-КГ-42-6В или АГАТ-КСА-К9. По результатам исследования ствола горизонтальной скважины 1 выделяют и разделяют интервалы горизонтальной скважины 1 на две группы.

В первую группу включают интервалы:

- 2′ длиной 32 м, проницаемостью 40 мД и обводненностью добываемой продукции 70%;

- 2″ длиной 28 м, проницаемостью 55 мД и обводненностью добываемой продукции 80%;

- 2″′ длиной 44 м, проницаемостью 70 мД и обводненностью добываемой продукции 90%.

Во вторую группу включают интервалы:

- 3′ длиной 45 м, проницаемостью 39 мД и обводненностью добываемой продукции 69%.

- 3″ длиной 30 м, проницаемостью 20 мД и обводненностью добываемой продукции 60%.

- 3″′ длиной 40 м, проницаемостью 5 мД и обводненностью добываемой продукции 50%.

С целью оптимизации выработки запасов нефти из интервалов 2′, 2″, 2″′ первой группы и из интервалов 3′, 3″, 3″′ второй группы, отличающихся по проницаемости коллектора, обводненности добываемой продукции, проводят их обработку в оптимальной последовательности индивидуально подобранными составами с отсечением каждого обрабатываемого интервала от остальной части ствола скважины с использованием заглушенной снизу заглушкой 4 колонны труб 5, оснащенной пакерами 6 и 7 и перфорированным патрубком 8, установленным в составе колонны труб 5 между пакерами 6 и 7.

В процессе реализации способа для снижения вероятности прорыва воды в ранее не обводненные интервалы горизонтальной скважины 1 первыми обрабатывают интервалы горизонтальной скважины первой группы (с проницаемостью от 40 до 70 мД и обводненностью добываемой продукции от 70 до 80%).

В горизонтальную скважину 1 спускают заглушенную снизу заглушкой 4 колонну труб 5, оснащенную двумя пакерами 6 и 7 соответственно с перфорированным патрубком 8 между ними. Суммарная площадь перфорированных отверстий патрубка 8 должна быть равной или большей внутренней площади поперечного сечения колонны труб 5 с целью исключения создания дополнительных гидравлических сопротивлений и ограничения расхода закачки.

Проводят последовательную обработку интервалов 2′, 2″, 2″′ горизонтальной скважины 1, относящихся к первой группе, путем герметичного отсечения каждого интервала 2′, 2″, 2″′ от ствола горизонтальной скважины 1 с последующей чередующейся закачкой в каждый интервал в три цикла временного блокирующего состава с расходом 6-12 м3/ч, в качестве которой используют обратную водонефтяную эмульсию с динамической вязкостью 120 мПа·с при 20°C и кислотного состава с расходом 54-66 м3/ч. Опытным путем установлено, что динамическая вязкость обратной водонефтяной эмульсии, равная 120 мПа·с при 20°C, обеспечивает равномерную блокировку водонасыщенных зон пласта.

Объем закачиваемых составов определяют из опыта промысловых работ, исходя из расчета 1,5 м3 на 1 м длины каждого из интервалов 2′, 2″, 2″′.

Таким образом:

- в интервал 2′ длиной 32 м необходимо закачать: V1=32 м·1,5 м3/м=48 м3;

- в интервал 2″ длиной 26 м необходимо закачать: V2=28 м·1,5 м3/м=42 м3;

- в интервал 2″′ длиной 43 м необходимо закачать: V3=44 м·1,5 м3/м=66 м3.

Сначала производят герметичное отсечение интервала 2′ длиной 32 м от ствола горизонтальной скважины 1 (см. фиг.2) путем посадки пакеров 6 и 7, спущенных в горизонтальную скважину на колонне труб 5.

Далее в интервал 2′ по колонне труб 5 через перфорированный патрубок 8 производят чередующуюся закачку в три цикла: по 48 м3/3=16 м3 в каждом цикле с расходом 6 м3/ч блокирующего состава и по 48 м3/3=16 м3 в каждом цикле с расходом 54 м3/ч кислотного состава.

По окончании чередующейся циклической закачки в интервал 2′ всего объема (48 м3 блокирующего состава и 48 м3 кислотного состава) скважину оставляют на время реагирования кислоты с породой, например 4 ч, после чего распакеровывают пакеры 6 и 7 и перемещают колонну труб 5 в следующий интервал 2″ первой группы.

Производят герметичное отсечение интервала 2″ длиной 28 м от ствола горизонтальной скважины 1 путем посадки пакеров 6 и 7, спущенных в горизонтальную скважину на колонне труб 5. Далее в интервал 2″ производят чередующуюся закачку в три цикла: по 42 м3/3=14 м3 в каждом цикле с расходом 9 м3/ч блокирующего состава и по 42 м3/3=14 м3 в каждом цикле с расходом 60 м3/ч кислотного состава.

По окончании чередующейся циклической закачки в пласт всего объема (42 м3 кислотного состава и 42 м3 блокирующего состава) скважину оставляют на время реагирования кислоты с породой, например 4 ч, после чего распакеровывают пакеры 6 и 7 и перемещают колонну труб 5 в следующий интервал 2″′ первой группы.

Производят герметичное отсечение интервала 2″′ длиной 44 м от ствола горизонтальной скважины 1 путем посадки пакеров 6 и 7, спущенных в горизонтальную скважину на колонне труб 5.

Далее в интервал 2″′ производят чередующуюся закачку в три цикла: по 66 м3/3=22 м3 в каждом цикле с расходом 12 м3/ч блокирующего состава и по 66 м3/3=22 м3 в каждом цикле с расходом 66 м3/ч кислотного состава.

По окончании чередующейся циклической закачки в пласт всего объема (66 м3 кислотного состава и 66 м3 блокирующего состава) скважину оставляют на время реагирования кислоты с породой, например 4 ч, после чего распакеровывают пакеры 6 и 7 и извлекают колонну труб 5 из горизонтальной скважины 1.

Закачиваемый блокирующий состав (обратная водонефтяная эмульсия) по трещинам в пласте продвигается в зоны пласта (карбонатный коллектор), содержащие как нефть, так и воду. Закачивание блокирующего состава с расходом 6-12 м3/ч обеспечивает продвижение эмульсии преимущественно в трещины, содержащие воду. При контактировании с водой вязкость обратной водонефтяной эмульсии увеличивается, что обеспечивает блокирование водонасыщенных зон пласта вследствие того, что обратная водонефтяная эмульсия обладает водоизолирующими свойствами.

При попадании блокирующего состава в нефтенасыщенные зоны вязкость обратной водонефтяной эмульсии снижается, и условия для притока нефти сохраняются. Кислотный состав, который закачивается в пласт за блокирующим составом, обладает свойством стимулирования притока нефти, поэтому закачиваемый кислотный состав, основным компонентом которого является кислота, продвигается по трещинам в зоны пласта, содержащие как нефть, так и воду. Трещины, сообщающиеся с зонами пласта, содержащими воду, заблокированы обратной водонефтяной эмульсией, и не могут обеспечить прохождение всего объема кислоты, закачиваемого с расходом 54-66 м3/ч, поэтому часть кислоты перенаправляется в нефтенасыщенные зоны пласта. Закачиваемая кислота создает в нефтенасыщенных зонах пласта каналы (червоточины). Таким образом стимулируется приток нефти.

На устье скважины колонну труб 5 выше перфорированного патрубка 8 оснащают импульсным пульсатором жидкости 9. В качестве импульсного пульсатора жидкости 9 может быть применено устройство для импульсной закачки жидкости в пласт, описанное в патентах на изобретения RU №2400615, МПК E21B 28/00, опубл. в бюл. №27 от 27.09.2010 г., или RU №2241825, МПК E21B 43/18, опубл. в бюл. №34 от 10.12.2004 г.

Вновь спускают в горизонтальную скважину 1 заглушенную снизу заглушкой 4 колонну труб 5, оснащенную двумя пакерами 6 и 7 с перфорированным патрубком 8 между ними. Производят обработку интервалов 3′, 3″, 3″′ (см. фиг.3) горизонтальной скважины 1, относящихся ко второй группе, путем герметичного отсечения каждого интервала 3′, 3″, 3″′ от ствола горизонтальной скважины 1 с последующей импульсной закачкой в него с расходом 24-36 м3/ч самоотклоняющейся кислотной композиции на основе гелирующего агента.

Сначала из опыта промысловых работ определяют объем закачиваемых составов, исходя из расчета 1,5 м3 на 1 м длины ствола скважины.

Таким образом:

- в интервал 3′ длиной 32 м необходимо закачать: V1=45 м·1,5 м3/м=67,5 м3;

- в интервал 3″ длиной 26 м необходимо закачать: V2=30 м·1,5 м3/м=45 м3;

- в интервал 3″′ длиной 43 м необходимо закачать: V3=40 м·1,5 м3/м=60 м3.

Далее производят герметичное отсечение интервала 3′ длиной 45 м от ствола горизонтальной скважины 1 путем посадки пакеров 6 и 7, спущенных в горизонтальную скважину на колонне труб 5.

В интервал 3′ по колонне труб 5 с расходом 24 м3/ч производят импульсную закачку самоотклоняющейся кислотной композиции на основе гелирующего агента в объеме 67,5 м3.

По окончании импульсной закачки в пласт всего объема (67,5 м3 самоотклоняющейся кислотной композиции на основе гелирующего агента) скважину 1 оставляют на время реагирования кислоты с породой, например 8 ч, после чего распакеровывают пакеры 6 и 7 и перемещают колонну труб 5 в следующий интервал 3″ второй группы.

Производят герметичное отсечение интервала 3″ длиной 30 м от ствола горизонтальной скважины 1 путем посадки пакеров 6 и 7, спущенных в горизонтальную скважину на колонне труб 5.

В интервал 3″ по колонне труб 5 с расходом 40 м3/ч производят импульсную закачку самоотклоняющейся кислотной композиции на основе гелирующего агента в объеме 45 м3.

По окончании импульсной закачки в пласт всего объема (45 м3 самоотклоняющейся кислотной композицией на основе гелирующего агента) скважину 1 оставляют на время реагирования кислоты с породой, например 8 ч, после чего распакеровывают пакеры 6 и 7 и перемещают колонну труб 5 в следующий интервал 3″′ второй группы.

Производят герметичное отсечение интервала 3″′ длиной 40 м от ствола горизонтальной скважины 1 путем посадки пакеров 6 и 7, спущенных в горизонтальную скважину на колонне труб 5.

В интервал 3″′ по колонне труб 5 с расходом 36 м3/ч производят импульсную закачку самоотклоняющейся кислотной композиции на основе гелирующего агента в объеме 60 м3.

По окончании импульсной закачки в пласт всего объема (40 м3 самоотклоняющейся кислотной композиции на основе гелирующего агента) скважину 1 оставляют на время реагирования кислоты с породой, после чего распакеровывают пакеры 6 и 7 и извлекают колонну труб 5 из горизонтальной скважины.

Действие самоотклоняющейся кислотной композиции на основе гелирующего агента основано на кислотном воздействии с потокоотклонением временно блокирующим составом, в качестве которого используется состав на основе гелирующего агента, что позволяет увеличить зональный охват в обрабатываемом интервале горизонтальной скважины. Закачивание самоотклоняющейся кислотной композиции на основе гелирующего агента с расходом 24-36 м3/ч обеспечивает равномерное продвижение самоотклоняющейся кислотной композиции на основе гелирующего агента по трещинам в зоны пласта, содержащие как нефть, так и воду.

Блокирующий гель образуется непосредственно в пластовых условиях по мере истощения кислотного состава в результате реакции с карбонатной породой, при попадании в водонасыщенные зоны гель блокирует их, что позволяет селективно отклонять последующие объемы кислотного состава в нефтенасыщенные зоны с созданием сети каналов (червоточин), причем в нефтенасыщенных зонах гель разрушается. Таким образом стимулируется приток нефти.

Реализация способа в предложенной последовательности, чередующейся циклической, а затем импульсной с индивидуально подобранными составами, закачиваемыми с оптимальным расходом, дает синергетический эффект, существенно превышающий сумму эффектов от поинтервальных обработок горизонтального ствола скважины.

Применение способа позволяет снизить обводненность продукции скважины на 30-50% и увеличить дебит нефти в 1,5-2 раза.

Способ поинтервальной кислотной обработки горизонтальной скважины, эксплуатирующей карбонатный коллектор, включающий спуск колонны труб в скважину, закачку по колонне труб в пласт кислотных составов, отличающийся тем, что до начала обработки в горизонтальной скважине проводят геофизические исследования, выделяют и разделяют интервалы горизонтальной скважины на две группы, причем в первую группу включают интервалы с проницаемостью от 40 до 70 мД и обводненностью добываемой продукции от 70 до 80%, а во вторую группу включают интервалы с проницаемостью от 5 до 39 мД и обводненностью добываемой продукции от 50 до 69%, после чего спускают в горизонтальную скважину заглушенную снизу колонну труб, оснащенную двумя пакерами с перфорированным патрубком между ними, затем проводят последовательную обработку интервалов горизонтальной скважины, относящихся к первой группе, путем герметичного отсечения каждого интервала с последующей чередующейся закачкой в каждый интервал в три цикла временного блокирующего состава с расходом 6-12 м3/ч, в качестве которого используют обратную водонефтяную эмульсию с динамической вязкостью 120 мПа·с при 20°C, и кислотного состава с расходом 54-66 м3/ч, после обработки интервалов горизонтальной скважины, относящихся к первой группе, извлекают колонну труб из горизонтальной скважины, на устье горизонтальной скважины колонну труб выше перфорированного патрубка оснащают импульсным пульсатором жидкости и вновь спускают заглушенную снизу колонну труб, оснащенную двумя пакерами с перфорированным патрубком между ними, в горизонтальную скважину, производят обработку интервалов горизонтальной скважины второй группы путем герметичного отсечения каждого интервала с последующей импульсной закачкой в каждый интервал самоотклоняющейся кислотной композиции на основе гелирующего агента с расходом 24-36 м3/ч.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке карбонатных нефтяных пластов с естественной трещиноватостью горизонтальными скважинами с применением большеобъемной кислотной обработки при наличии вблизи горизонтальных стволов водонасыщенных пропластков.
Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - увеличение нефтеотдачи залежи.

Изобретение относится к технологии повышения продуктивности скважины. Технический результат - повышение эффективности большеобъемной селективной кислотной обработки (БСКО) карбонатных коллекторов.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для гидроразрыва пласта в карбонатных породах. Способ включает спуск в скважину в зону гидроразрыва колонны насосно-компрессорных труб, герметизацию заколонного пространства скважины пакером, осуществление гидроразрыва породы с образованием трещины закачкой газированной жидкости разрыва под давлением по колонне насосно-компрессорных труб с расклиниванием трещины, технологическую выдержку и последующее освоение скважины.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение приемистости нагнетательных скважин и интенсификации притока флюида из продуктивного пласта с карбонатными коллекторами за счет замедления скорости реакции кислоты с породой пласта, уменьшения интенсивности кислотной коррозии, предотвращения выпадения вторичных осадков и образования эмульсии и обеспечения моющего действия состава.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке низкопроницаемых неоднородных карбонатных нефтяных залежей. Технический результат - повышение коэффициента охвата и увеличение нефтеотдачи нефтяной залежи.
Изобретения относятся к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - создание состава для кислотной обработки, обладающего низкой скоростью коррозии при пластовых температурах, значительное увеличение эффективности кислотной обработки.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - увеличение площади и глубины вскрытия продуктивного пласта при устранении условий набухания глин, содержащихся в коллекторе.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов, вскрытых скважинами с открытыми горизонтальными стволами.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов, вскрытых скважинами с открытыми горизонтальными стволами.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли промышленности, в частности к тампонажным растворам, используемым для крепления слабосцементированных рыхлых пород и цементирования обсадных колонн нефтегазовых, геотермальных и специальных скважин, а также для восстановления призабойной зоны пласта при капитальном ремонте скважин.

Изобретение относится к способам текущего ремонта подземных скважин. Способ включает нагнетание суспензии частиц кремнезема, которая сама по себе не имеет цементирующих свойств, в полости в поврежденной цементной оболочке или рядом с нею.

Изобретение относится к способам ликвидации притока подземных вод в горные выработки при доработке месторождений подземным способом, к примеру, для условий криолитозоны Западной Якутии.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам проведения ремонтно-изоляционных работ в добывающих скважинах, а также тампонирования промытых зон в нагнетательных скважинах.

Настоящее изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при строительстве нефтяных и газовых скважин. В способе устранения заколонных перетоков и межколонных давлений, включающем приготовление аэрированных облегченного и нормальной плотности тампонажных растворов, их последовательное нагнетание в обсадную колонну и продавку в заколонное и межколонное пространства продавочной жидкостью, в качестве аэрированных облегченного и нормальной плотности тампонажных растворов используют седиментационно-устойчивые мелкодисперсно-аэрированные растворы с плотностями не выше 1650 кг/м3 и не ниже 1800 кг/м3, содержащие бездобавочный портландцемент и термостойкую пластифицирующе-расширяющую добавку, включающую каолиновую глину, термически активированную при температуре 900÷1000°C с удельной поверхностью 300÷400 м2/кг, сульфат алюминия, борную кислоту и воздухововлекающую добавку Аэропласт, исключающую образование устойчивой пены, и жидкость затворения при следующем соотношении компонентов, масс.%: бездобавочный портландцемент 85-75, каолиновая глина 10-18, сульфат алюминия 4,7-6,1, борная кислота 0,2-0,5, воздухововлекающая добавка Аэропласт 0,1-0,4, жидкость затворения сверх 100% до получения водосмесевых отношений 0,63÷0,65 м3/т и 0,40÷0,50 м3/т, при этом сначала нагнетают седиментационно-устойчивый аэрированный облегченный тампонажный раствор с регулируемой плотностью не более 1650 кг/м3, затем аэрированный тампонажный раствор нормальной плотности не более 1950 кг/м3, причем необходимые плотности тампонажных растворов обеспечивают изменением водосмесевого отношения, интенсивностью и продолжительностью перемешивания, а продавку ведут до частичного вытеснения аэрированного облегченного тампонажного раствора из заколонного (межколонного) пространства продавочной жидкостью, нагретой до 50÷60°C в зимний период и при цементировании низкотемпературных скважин.

Изобретение относится к технологии повышения продуктивности скважины. Технический результат - повышение эффективности большеобъемной селективной кислотной обработки (БСКО) карбонатных коллекторов.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при изменении фильтрационных характеристик пластов, при проведении гидроразрыва, разделении потоков жидкостей в скважине, очистке ствола скважин и других ремонтных работах.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам приготовления составов для ликвидации заколонных перетоков в скважине. Технический результат - повышение технологичности и эффективности ликвидации заколонных перетоков в скважине за счет увеличения прочности и расширения диапазона времени отверждения состава на основе микроцемента.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции водопритока в скважину с применением кремнийорганических соединений, может использоваться для изоляции водопритока в добывающих скважинах и регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин.

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам изоляции зон водопритока в скважине. Способ изоляции зон водопритока в скважине включает спуск в эксплуатационную колонну на насосно-компрессорных трубах (НКТ) перфорированного патрубка.

Изобретение относится к области добычи нефти и газа и может быть использовано для снижения выноса песка в скважину. Технический результат - увеличение межремонтного пробега работы скважины и повышение добычи углеводородов. В способе повышения добычи углеводородов путем ограничения выноса песка в нефтяных и газовых скважинах, включающем закачку в скважину раствора уретанового предполимера в полярном органическом растворителе и водосодержащей жидкости, предварительно готовят две жидкие системы, где первая жидкая система - раствор уретанового предполимера в полярном органическом растворителе с концентрацией 10-20 мас. % и вторая жидкая система - раствор воды в полярном органическом растворителе или эмульсия воды в неполярном органическом растворителе с концентрацией 2-20 мас. %, которые закачивают последовательно или смешивая непосредственно перед закачкой или при закачке в скважину при соотношении объема первой из указанных систем к объему второй в интервале 10:1-1:1, затем продавливают в пласт оторочкой неполярного органического растворителя или эмульсии воды в неполярном органическом растворителе до зоны перфорации, выдерживают в статических условиях в течение не менее 6 часов до образования геля, после чего осуществляют замещение жидкости в скважине водой и выдерживают гель в призабойной зоне в контакте с водой в течение не менее 24 часов при давлении не выше пластового. Изобретение развито в зависимом пункте формулы. 1 з.п. ф-лы, 4 пр., 1 табл.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2015-07-10 2015-07-10T11:45:25
Наверх