Способ кислотной обработки карбонатного пласта



Способ кислотной обработки карбонатного пласта
Способ кислотной обработки карбонатного пласта
Способ кислотной обработки карбонатного пласта
Способ кислотной обработки карбонатного пласта
Способ кислотной обработки карбонатного пласта
Способ кислотной обработки карбонатного пласта
Способ кислотной обработки карбонатного пласта

Владельцы патента RU 2579042:

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

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки, увеличение нефтеотдачи, повышение надежности реализации способа. Способ кислотной обработки карбонатного пласта включает выделение интервалов обработки вскрытого скважиной с открытым стволом в нефтенасыщенных породах карбонатного пласта. Затем колонну гибких труб ГТ оснащают снизу вверх: гидромониторной насадкой, гидравлическим отклонителем и ограничителем, спускают колонну ГТ в скважину и устанавливают гидравлический отклонитель напротив выделенного интервала обработки открытого горизонтального ствола, ближайшего к забою скважины. Затем выполняют боковые каналы, при этом создают давление в гидравлическом отклонителе закачкой 22%-ного водного раствора соляной кислоты в колонну ГТ, при этом гидравлический отклонитель поворачивается и прижимает гидромониторную насадку к стенке открытого ствола. Поднимают гидравлическое давление в колонне ГТ и производят выработку породы с образованием первого бокового канала с одновременным спуском колонны ГТ со скоростью 0,05 м/с до упора ограничителя в стенки открытого ствола. Далее сбрасывают до нуля давление в колонне ГТ и извлекают колонну ГТ из первого бокового канала в открытый ствол. Вновь создают в гидравлическом отклонителе избыточное давление закачкой 22%-ного водного раствора соляной кислоты в колонну ГТ, при этом гидравлический отклонитель поворачивается на 90° по периметру открытого ствола и прижимает гидромониторную насадку к стенке открытого ствола. После этого из интервала с первым боковым каналом аналогично выполняют второй боковой канал из открытого ствола, после чего извлекают колонну ГТ из второго бокового канала в открытый ствол. Аналогичным образом в одном интервале выполняют третий и четвертый боковые каналы из открытого ствола. По окончании выполнения четырех боковых каналов заменяют 22%-ный водный раствор соляной кислоты на 10%-ный и аналогичным образом последовательным поворотом гидравлического отклонителя на 90° и осевым перемещением колонны труб в боковой канал по периметру открытого ствола поочередно выполняют кислотное воздействие во всех четырех боковых каналах в одном с созданием в каждом боковом канале разветвленной сети искусственной трещиноватости, аналогичным образом производят кислотную обработку карбонатного пласта в остальных выделенных интервалах обработки в нефтенасыщенных породах карбонатного пласта. 7 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов, вскрытых скважинами с открытыми вертикальными и горизонтальными стволами.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины (патент RU №2117151, МПК Е21В 43/27, опубл. 10.08.1998 г., Бюл. №22), включающий заполнение интервала продуктивного пласта скважины раствором кислоты, технологическую выдержку и импульсно-депрессионное воздействие с одновременной откачкой продуктов реакции, при этом в скважине с горизонтальным стволом предварительно заполняют горизонтальный ствол скважины растворителем асфальтосмолистых и парафиногидратных отложений, проводят технологическую выдержку и удаляют растворитель из скважины, выделяют в горизонтальном стволе скважины интервалы обработки от 30 до 50 м каждый, определяют глубину середины каждого интервала обработки и назначают очередность обработок от верхнего интервала обработки к нижнему, после заполнения интервала продуктивного пласта скважины раствором кислоты и технологической выдержки размещают источник импульсно-депрессионного воздействия поочередно посередине каждого интервала обработки, а импульсно-депрессионное воздействие с отбором скважинной жидкости проводят в каждом интервале обработки, причем при повторении обработки объем используемого раствора кислоты увеличивают на 15-25%.

Недостатками способа являются:

- во-первых, низкая эффективность обработки пласта, так как даже с применением импульсно-депрессионных воздействий кислотной обработке подвергается лишь пристенный слой пласта, а нефтенасыщенная матрица пласта практически остается необработанной, особенно по глубине;

- во-вторых, низкое качество обработки пласта, обусловленное неравномерным кислотным воздействием на породу пласта в интервалах от 30 до 50 м, при этом плотные нефтенасыщенные участки пласта остаются практически необработанными и этого явно недостаточно для вовлечения их в эксплуатацию;

- в-третьих, дополнительные материальные и финансовые затраты при реализации способа, связанные с закачкой растворителя асфальтосмолистых и парафиногидратных отложений в скважину, проведением технологической выдержки и удалением растворителя из скважины, а также промывкой скважины.

Наиболее близким по технической сущности к данному изобретению является способ обработки продуктивного карбонатного пласта (патент RU №2205950, МПК Е21В 43/27, опубл. 10.06.2003 г.), включающий выделение интервалов обработки вскрытого скважиной с открытым горизонтальным стволом в нефтенасыщенных породах карбонатного пласта, спуск в интервал обработки пласта колонны труб, оснащенной на конце заглушенной снизу гидромониторной насадкой с радиально расположенными под углами 90 или 120° по образующей соплами с отверстиями, закачку кислотного раствора по колонне труб и воздействие им на породу пласта, причем закачку кислоты в пласт осуществляют порциями в режиме гидромониторного воздействия, чередуя порции кислоты с порциями песчано-водного раствора поверхностно-активного вещества, которым выполняют гидропескоструйное воздействие на пласт, причем чередование кислотного гидромониторного и гидропескоструйного воздействий осуществляют поочередно посередине каждого интервала обработки.

Недостатками данного способа являются:

- во-первых, низкая эффективность кислотной обработки выделенных интервалов карбонатного пласта, вскрытого открытым стволом скважины, связанная с низкой разрушающей способностью породы пласта струей песчано-водного раствора, истекающей из гидромониторной насадки, и со слабым растворяющим действием кислотного состава. Это происходит потому, что гидромониторная насадка находится по центру открытого ствола и не прижата к стенкам открытого ствола как при гидропескоструйном воздействии, так и при кислотном гидромониторном воздействии;

- во-вторых, низкая нефтеотдача карбонатного пласта после реализации способа, что связано с небольшой площадью охвата абразивно-струйным воздействием каждого плотного нефтенасыщенного интервала открытого ствола скважины;

- в-третьих, низкая надежность, связанная с высокой вероятностью возникновения аварии в скважине в связи с прихватом колонны труб ввиду того, что при реализации способа гидромониторная насадка воздействует на породу по периметру открытого ствола, что при неустойчивой стенке открытого ствола может привести к ее разрушению, обвалу и прихвату колонны в открытом стволе скважины.

Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности кислотных обработок интервалов карбонатного пласта, вскрытого открытым стволом горизонтальной скважины, увеличение нефтеотдачи карбонатного пласта, повышение надежности реализации способа.

Поставленные технические задачи решаются способом кислотной обработки карбонатного пласта, включающим выделение интервалов обработки вскрытого скважиной с открытым стволом в нефтенасыщенных породах карбонатного пласта, спуск в интервал обработки пласта колонны труб, оснащенной на конце гидромониторной насадкой, закачку кислоты в интервалы обработок пласта по колонне труб.

Новым является то, что после выделения интервалов обработки в нефтенасыщенных породах карбонатного пласта, вскрытого скважиной с открытым стволом на устье скважины, колонну труб, в качестве которой применяют колонну гибких труб - ГТ, оснащают снизу вверх: гидромониторной насадкой, гидравлическим отклонителем и ограничителем, спускают колонну ГТ в скважину и устанавливают гидравлический отклонитель напротив выделенного интервала обработки открытого горизонтального ствола, ближайшего к забою скважины, затем выполняют боковые каналы, при этом создают давление в гидравлическом отклонителе закачкой 22%-ного водного раствора соляной кислоты в колонну ГТ, при этом гидравлический отклонитель поворачивается и прижимает гидромониторную насадку к стенке открытого ствола, поднимают гидравлическое давление в колонне ГТ и производят выработку породы с образованием первого бокового канала с одновременным спуском колонны ГТ со скоростью 0,05 м/с до упора ограничителя в стенки открытого ствола, далее сбрасывают до нуля давление в колонне ГТ и извлекают колонну ГТ из первого бокового канала в открытый ствол, вновь создают в гидравлическом отклонителе избыточное давление закачкой 22%-ного водного раствора соляной кислоты в колонну ГТ, при этом гидравлический отклонитель поворачивается на 90° по периметру открытого ствола и прижимает гидромониторную насадку к стенке открытого ствола, после этого, как описано выше, из одного интервала с первым боковым каналом выполняют второй боковой канал из открытого ствола, после чего извлекают колонну ГТ из второго бокового канала в открытый ствол, аналогичным образом в одном интервале выполняют третий и четвертый боковые каналы из открытого ствола, по окончании выполнения четырех боковых каналов заменяют 22%-ный водный раствор соляной кислоты на 10%-ный и аналогичным образом последовательным поворотом гидравлического отклонителя на 90° и осевым перемещением колонны труб в боковой канал по периметру открытого ствола поочередно выполняют кислотное воздействие во всех четырех боковых каналах в одном ряду, образованных из открытого ствола с созданием в каждом боковом канале разветвленной сети искусственной трещиноватости, аналогичным образом производят кислотную обработку карбонатного пласта в остальных выделенных интервалах обработки в нефтенасыщенных породах карбонатного пласта.

На фиг. 1, 2, 5, 7 схематично изображен процесс реализации предлагаемого способа.

На фиг. 3, 4, 6 схематично изображен вид сбоку открытого ствола скважины в интервале боковых каналов.

Предлагаемый способ можно реализовать как в вертикальной, так и в горизонтальной скважине с открытым стволом.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

Длина открытого, например, горизонтального ствола 1 (см. фиг. 1) скважины, вскрывшей продуктивный карбонатный пласт 2, составляет, например, L=180 м (в интервале 1260-1440 м).

Проведением геофизических исследований выявили неработающие плотные нефтенасыщенные прослои, которые были расположены, например, в двух интервалах, начиная от забоя открытого горизонтального ствола 1 скважины, а именно это интервалы обработки 3′ и 3”, соответственно: L1=1410-1405 м и L2=1370-1360 м.

После выделения интервалов обработки 3′; 3”; 3′′′ в нефтенасыщенных породах карбонатного пласта 2 на устье скважины колонну труб (см. фиг. 2), в качестве которой применяют колонну гибких труб (ГТ) 4, оснащают снизу вверх (на фиг. 2, 3, 4 показано справа налево): гидромониторной насадкой 5 (см. фиг. 1), гидравлическим отклонителем 6 и ограничителем 7. Ограничитель 7 представляет собой патрубок с наружным цилиндрическим выступом и ограничивает длину формируемых из открытого ствола боковых каналов. Примем длину формируемых боковых каналов равной 1,5 м, поэтому ограничитель 7 устанавливают на расстоянии 1=1,5 м от нижнего конца гидромониторной насадки 5.

В качестве гидромониторной насадки 5 применяют любую известную насадку, позволяющую формировать боковые каналы, например, применяют нагнетательную форсунку 8·2,3 мм, где 8 - количество отверстий, а 2,3 мм - диаметр одного отверстия с максимальным расходом закачки до 350 л/мин.

В качестве гидравлического отклонителя, например, применяют гидравлический скважинный отклоняющий узел (патент RU №2317398, МПК Е21В 23/00, опубл. 20.02.2008 г., Бюл №5), разработанный специалистами ТатНИПИнефть ОАО «Татнефть». Данный гидравлический отклонитель позволяет изменять направление устройства относительно открытого ствола на фиксированный угол, например на 90° по периметру открытого ствола (см. фиг. 3 и 4), т.е. имеет четыре фиксированных положения на углах 90°, 180°, 270°, 360°, переключение между которыми происходит при создании в нем гидравлического давления и сброса давления до нуля. Также может использоваться любая другая конструкция гидравлического отклонителя, позволяющая изменять направление перемещения устройства относительно открытого ствола на любой фиксированный угол.

Спускают колонну ГТ 4 (фиг. 1) в скважину и устанавливают гидравлический отклонитель 6 напротив выделенного интервала (L1=1410-1405 м) обработки 3′ открытого ствола 1, например, посередине данного интервала, т.е. на глубине 1407,5 м.

На глубине 1407,5 м интервала L1 выполняют боковые каналы 8′…8”, например, в одном интервале выполняют четыре боковых канала: 8′, 8”, 8′′′, 8” (см. фиг. 3 и 4). Создают давление в гидравлическом отклонителе 6 закачкой 22%-ного водного раствора соляной кислоты в колонну ГТ 4. При этом гидравлический отклонитель 6 поворачивается (см. фиг. 1) и прижимает гидромониторную насадку 5 к стенке открытого ствола 1.

Давление, создаваемое в гидравлическом отклонителе 6, зависит от его технических характеристик, например, создают давление в гидравлическом отклонителе 6, равное 6,0 МПа. Не снижая давление (см. фиг. 2), поднимают гидравлическое давление в колонне ГТ 4, например, до 25,0 МПа, не превышая допустимое давление на колонну ГТ 4, производят выработку породы с образованием первого бокового канала 8′ с одновременным спуском колонны ГТ 4 со скоростью, например, 0,05 м/с до упора ограничителя 7 в стенки открытого ствола 1. Таким образом, формируют боковой канал 8′ длиной 1=1,5 м.

Наличие ограничителя 7 исключает неконтролируемое проникновение колонны ГТ с гидромониторной насадкой и гидравлическим отклонителем в боковые каналы при их формировании. Кроме того, гидромониторное кислотное воздействие осуществляют не по периметру открытого ствола, а непосредственно в предварительно сформированных боковых каналах. Все это в целом исключает вероятность прихвата колонны ГТ и последующее проведение аварийных работ в скважине, что повышает надежность реализации способа.

Далее сбрасывают до нуля давление в колонне ГТ 4 и извлекают колонну труб 4 из первого бокового канала 8' в открытый ствол 1 в интервал L1 на глубине 1407,5 м.

Вновь создают в гидравлическом отклонителе 6 избыточное давление закачкой 22%-ного водного раствора соляной кислоты в колонну ГТ 4. При этом гидравлический отклонитель 6 поворачивается на 90° по периметру открытого ствола и прижимает гидромониторную насадку к стенке открытого ствола 1.

Затем, как описано выше, из одного интервала с первым боковым каналом выполняют второй боковой канал 8” (см. фиг. 3) из открытого ствола 1 длиной 1=1,5 м, после чего и извлекают колонну ГТ 4 с ограничителем 7, гидравлическим отклонителем 6 и гидромониторной насадкой 5 из второго бокового канала 8” в открытый ствол 1. Далее, как описано выше, из открытого ствола 1 выполняют третий 8′′′ (см. фиг. 4) и четвертый 8”” боковые каналы длиной 1=1,5 м.

Повышается эффективность кислотной обработки выделенных интервалов карбонатного пласта, вскрытого открытым стволом скважины за счет выработки нескольких ответвлений из открытого ствола скважины (в данном примере образования четырех боковых каналов из открытого ствола скважины), благодаря чему при последующей кислотной обработке продуктивного карбонатного пласта происходит максимизация контакта кислоты с продуктивным пластом за счет введения гидромониторной насадки непосредственно в боковые каналы открытого ствола.

По окончании выполнения четырех боковых каналов заменяют 22%-ный водный раствор соляной кислоты на 10%-ный. Далее из открытого ствола 1 (см. фиг. 5) на глубине 1407,5 м аналогичным образом последовательным поворотом гидравлического отклонителя на 90° и осевым перемещением колонны ГТ 4, например, со скоростью 0,05 м/с по периметру открытого ствола 1 поочередно выполняют гидромониторное кислотное воздействие во всех четырех боковых каналах 8′, 8”, 8′′′, 8” (см. фиг. 6) в одном интервале, образованных из открытого ствола 1 с созданием в каждом боковом канале 8′, 8”, 8′′′, 8” разветвленной сети искусственной трещиноватости 9′, 9”, 9′′′, 9” соответственно.

После кислотного гидромониторного воздействия на боковые каналы в выделенных интервалах продуктивного карбонатного пласта образуется дендритическая структура искусственной трещиноватости, обеспечивающая максимальный контакт с естественной трещиноватостью коллектора, что позволяет увеличить охват продуктивного карбонатного пласта сетью разветвленных трещин и тем самым как минимум в два раза увеличить приток нефти в открытый ствол, в связи с чем повышается нефтеотдача карбонатного пласта.

Аналогичным образом производят кислотную обработку карбонатного пласта в остальных выделенных интервалах обработки 3” (L2=1370-1360 м) в нефтенасыщенных породах карбонатного пласта 2 (см. фиг. 7).

Для этого перемещают колонну ГТ 4 в интервал обработки 3” (L2=1370-1360 м).

В интервале обработки 3” на глубине 1367,5 м и, например, на расстоянии А=5 м, т.е. на глубине 1362,5 м выполняют 10 и 11 - соответственно по четыре боковых канала с последующей их гидромониторной кислотной обработкой, как описано выше.

Предлагаемый способ кислотной обработки карбонатного пласта позволяет:

- повысить эффективность кислотной обработки интервалов карбонатного пласта, вскрытого открытым стволом скважины;

- увеличить нефтеотдачу (дебит) карбонатного пласта;

- повысить надежность реализации способа.

Способ кислотной обработки карбонатного пласта, включающий выделение интервалов обработки вскрытого скважиной с открытым стволом в нефтенасыщенных породах карбонатного пласта, спуск в интервал обработки пласта колонны труб, оснащенной на конце гидромониторной насадкой, закачку кислоты в интервалы обработок пласта по колонне труб, отличающийся тем, что после выделения интервалов обработки в нефтенасыщенных породах карбонатного пласта, вскрытого скважиной с открытым стволом на устье скважины, колонну труб, в качестве которой применяют колонну гибких труб - ГТ, оснащают снизу вверх: гидромониторной насадкой, гидравлическим отклонителем и ограничителем, спускают колонну ГТ в скважину и устанавливают гидравлический отклонитель напротив выделенного интервала обработки открытого горизонтального ствола, ближайшего к забою скважины, затем выполняют боковые каналы, при этом создают давление в гидравлическом отклонителе закачкой 22%-ного водного раствора соляной кислоты в колонну ГТ, при этом гидравлический отклонитель поворачивается и прижимает гидромониторную насадку к стенке открытого ствола, поднимают гидравлическое давление в колонне ГТ и производят выработку породы с образованием первого бокового канала с одновременным спуском колонны ГТ со скоростью 0,05 м/с до упора ограничителя в стенки открытого ствола, далее сбрасывают до нуля давление в колонне ГТ и извлекают колонну ГТ из первого бокового канала в открытый ствол, вновь создают в гидравлическом отклонителе избыточное давление закачкой 22%-ного водного раствора соляной кислоты в колонну ГТ, при этом гидравлический отклонитель поворачивается на 90° по периметру открытого ствола и прижимает гидромониторную насадку к стенке открытого ствола, после этого, как описано выше, из одного интервала с первым боковым каналом выполняют второй боковой канал из открытого ствола, после чего извлекают колонну ГТ из второго бокового канала в открытый ствол, аналогичным образом в одном интервале выполняют третий и четвертый боковые каналы из открытого ствола, по окончании выполнения четырех боковых каналов заменяют 22%-ный водный раствор соляной кислоты на 10%-ный и аналогичным образом последовательным поворотом гидравлического отклонителя на 90° и осевым перемещением колонны труб в боковой канал по периметру открытого ствола поочередно выполняют кислотное воздействие во всех четырех боковых каналах в одном ряду, образованных из открытого ствола с созданием в каждом боковом канале разветвленной сети искусственной трещиноватости, аналогичным образом производят кислотную обработку карбонатного пласта в остальных выделенных интервалах обработки в нефтенасыщенных породах карбонатного пласта.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти с преимущественно поровым типом коллектора. Способ снижения водопритока к скважинам включает выбор добывающей скважины.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности. Технический результат - повышение эффективности кислотной стимуляции карбонатных коллекторов за счет выравнивания скоростей кислотных реакций с различными структурно-генетическими типами известняков, содержащихся в породе продуктивного пласта, создания разветвленной сети флюидопроводящих каналов в виде червоточины, предотвращения формирования сладж-комплексов, образовавшихся в процессе кислотной стимуляции.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - совместимость состава обработки пласта с пластовыми жидкостями, ингибирование кислотной коррозии, образования эмульсий и смолообразования.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение добычи нефти на 30-50% за счет увеличения площади фильтрации.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов с открытым горизонтальным стволом.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к изоляции водопритока пластовых вод и направлено на повышение эффективности изоляции подошвенных вод при разработке нефтяных и газовых месторождений.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - полное выравнивание профиля притока в добывающих скважинах и профиля приемистости в нагнетательных скважинах, изоляция водопритока, интенсификация добычи нефти и газа, возможность использования независимо от сезона года.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов, вскрытых скважинами с открытыми горизонтальными стволами.

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и предназначено для теплового воздействия на призабойную зону, снижения вязкости скважинной жидкости перед приемом погружного насоса и для предупреждения образования асфальтено-парафино-гидратных отложений.

Изобретение относится к способам разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами с применением гидравлического разрыва пласта. Способ включает бурение горизонтального ствола скважины в продуктивном пласте с цементированием обсадной колонны, спуск в горизонтальный ствол скважины на колонне труб перфоратора и выполнение перфорационных отверстий в горизонтальном стволе скважины, направленных азимутально вверх, спуск колонны труб с пакером в скважину, посадку пакера, закачку по колонне труб жидкости разрыва и формирование трещин гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение производительности скважин и нефтеотдачи нефтесодержащего пласта. В способе химической обработки нефтесодержащего пласта на первом этапе в околоскважинную зону закачивают в объеме заполнения межтрубного пространства скважины и призабойной зоны углеводородную жидкость, состоящую из легких фракций нефти с добавками анионактивных или неионогенных, или катионных ПАВ или их смеси, таких как деканол, синтамид-5К, эмульгатор катионных битумных эмульсий ЭКБЭ, а также углеродного растворителя, выбранного из ряда: дизельное топливо, растворитель МИА-пром, бензин, фракция ароматических углеводородов, их смеси, и первичных или вторичных спиртов и ингибитора коррозии. На втором этапе закачивают раствор серной кислоты. 5 з.п. ф-лы, 9 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов, вскрытых скважинами с открытыми горизонтальными стволами. Технический результат - снижение обводненности добываемой продукции. По способу вскрывают продуктивный пласт, расположенный вблизи от водонасыщенного пласта - ближе 4 м от водонасыщенного пласта. В скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб с пусковыми муфтами и с воронкой на конце. Размещают воронку в интервале башмака эксплуатационной колонны. Спускают гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой на конце внутри колонны насосно-компрессорных труб. Вводят гидромониторную насадку в горизонтальный необсаженный ствол скважины и размещают на забое скважины. При открытой межтрубной задвижке на устье скважины прокачивают раствор кислоты с созданием расхода, обеспечивающего эффект «резания» породы. При прокачке раствора кислоты с созданием расхода, обеспечивающего эффект «резания» породы, объем раствора кислоты выбирают равным объему затрубного пространства скважины. После прокачки указанный объем раствора кислоты направляют в емкость на устье скважины. Эту кислоту отстаивают, отделяют от нефти и вновь направляют в скважину. После повторной прокачки указанный объем утилизируют. Осуществляют подъем гибкой безмуфтовой трубы из скважины. Прокачивают инертный газ по затрубному пространству с отбором жидкости по колонне насосно-компрессорных труб. Осуществляют освоение скважины с отбором жидкости по колонне насосно-компрессорных труб. Замеряют скорость подъема уровня жидкости в скважине. Заполняют скважину жидкостью глушения. Поднимают из скважины колонну насосно-компрессорных труб с пусковыми муфтами и воронкой на конце. Спускают глубинно-насосное оборудование и запускают скважину в работу. 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности кислотной обработки, качества освоения загрязненного продуктивного пласта, надежности. Способ освоения многозабойной разветвленно-горизонтальной скважины включает раздельное освоение каждого разветвленного ствола, пробуренного из основной горизонтальной части скважины с применением колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, оснащенной пакером и свабным ограничителем, размещенным в нижней части вертикального участка колонны НКТ, посадку пакера и проведение кислотной обработки разветвленного ствола, закачкой 10-15%-ного раствора соляной кислоты с последующей технологической выдержкой на реакцию с последующим освоением скважины циклами свабирования. В скважину сначала спускают колонну гибких труб, оснащенную снизу гидравлическим отклонителем с гидромониторной насадкой на конце, производят раздельную кислотную обработку по каждому разветвленному стволу, начиная от самого ближнего к устью скважины, при этом гибкую колонну труб с гидравлическим отклонителем и гидромониторной насадкой спускают в разветвленный ствол скважины до упора гидромониторной насадки в забой разветвленного ствола. Затем при открытой затрубной задвижке начинают закачку кислоты с одновременным подъемом колонны гибких труб из разветвленного ствола, не доводя 3 м до входа в разветвленный ствол из основной части горизонтальной скважины, со скоростью, обеспечивающей непрерывное замещение всего объема разветвленного ствола кислотой. После заполнения разветвленного ствола кислотой при закрытой затрубной задвижке производят продавку кислоты технологической жидкостью по колонне гибких труб через гидравлический отклонитель и гидромониторную насадку из разветвленного ствола в пласт. Затем извлекают колонну гибких труб и гидравлический отклонитель с гидромониторной насадкой из разветвленного ствола скважины в основную горизонтальную часть скважины и производят технологическую выдержку на реакцию. Аналогичным образом производят обработку оставшихся разветвленных стволов скважины. По окончании кислотных обработок всех разветвленных стволов извлекают из скважины колонну гибких труб с гидравлическим отклонителем и гидромониторной насадкой, спускают в скважину колонну насосно-компрессорных труб со свабным ограничителем и надувным пакером на нижнем конце, производят поочередное раздельное освоение всех разветвленных стволов, начиная от самого удаленного от устья скважины. При этом посадку надувного пакера производят в основной горизонтальной части скважины с размещением нижнего конца колонны НКТ напротив входа в осваиваемый разветвленный ствол, а освоение каждого разветвленного ствола проводят циклами свабирования по колонне НКТ в объеме основной горизонтальной части скважины от забоя до входа в разветвленный ствол плюс два объема осваиваемого разветвленного ствола. 2 ил.

Настоящее изобретение относится к способу обработки иллитсодержащего пласта, предпочтительно пласта песчаника. Способ обработки иллитсодержащего пласта включает введение в пласт жидкости, содержащей глутаминовую N,N-диуксусную кислоту или ее соль. Жидкость для обработки иллитсодержащего пласта содержит глутаминовую N,N-диуксусную кислоту или ее соль (GLDA), ингибитор коррозии и поверхностно-активное вещество. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности обработки иллитсодержащего пласта. 2 н. и 17 з.п. ф-лы, 5 пр., 1 табл., 6 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологии интенсификации добычи нефти с целью увеличения конечного коэффициента извлечения нефти. Технический результат - получение дополнительной добычи нефти и повышение эффективности работы скважин за счет снижения доли воды в добываемой жидкости, доотмыва пленочной нефти и вовлечения в разработку низкопроницаемых интервалов призабойной зоны пласта (ПЗП). Способ обработки ПЗП включает последовательную обработку ПЗП инвертно-эмульсионным раствором (ИЭР), оторочкой нефти и кислотной композицией. ИЭР содержит, об.%: эмульгатор 2; дизельное топливо 20; техническую воду остальное. Кислотная композиция содержит, об.%: 30%-ную соляную кислоту 63,5; диэтиленгликоль 8,5; уксусную кислоту 3,4; гидрофобизатор на основе амидов 1,7; ингибитор коррозии 1,7; техническую воду остальное. ИЭР ограничивает водопритоки путем искусственного снижения проницаемости высокопроницаемых промытых зон пласта. Оторочка нефти является буферной и обеспечивает недопущение взаимодействия ИЭР с кислотной композицией при закачке в скважину и продавке в ПЗП. Кислотная композиция обеспечивает доотмыв нефти, увеличение диаметра поровых каналов и пропускающую способность низкопроницаемых участков ПЗП. 6 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой или слоистой залежи нефти с преимущественно поровым типом коллектора многозабойными горизонтальными скважинами. Способ снижения водопритока к многозабойным скважинам включает выбор добывающей многозабойной горизонтальной скважины, каждый ствол которой эксплуатирует отдельный нефтенасыщенный пропласток, закачку в нее рабочего агента и пуск скважины в добычу. Предварительно проводят лабораторные исследования на керне каждого из пропластков, в ходе которых выявляют возможность миграции мелкодисперсных глинистых частиц из пор под действием рабочего агента и забивания ими поровых каналов, определяемой снижением фазовой проницаемости коллектора по воде не менее чем в 1,5 раза. В качестве рабочего агента для закачки используют воду с общей минерализацией солей не более 5 г/л и плотностью не более 1080 кг/м3 - малосольную воду и/или воду с водородным показателем рН более 8,0 д.ед. - щелочную воду. В выбранной добывающей скважине определяют приток воды с каждого из пропластков, закачку малосольной и/или щелочной воды осуществляют отдельно в каждый из пропластков как в выбранную добывающую скважину, так и ближайшую, находящуюся на расстоянии не более 600 м, нагнетательную скважину. В каждый пропласток закачку ведут одновременно в добывающую и нагнетательную скважины, значения начального расхода малосольной и/или щелочной воды для каждого пропластка определяют пропорционально концентрации мелкодисперсных глинистых частиц на выходе из керна при проведении лабораторных исследований, но в сумме по всем пропласткам не менее, чем расход в нагнетательную скважину сточной или пластовой воды до закачки рабочего агента. Закачку малосольной и/или щелочной воды в каждый пропласток ведут в течение времени, пропорционального обводненности каждого ствола добывающей скважины, но не менее пяти суток, после проведения закачки в каждый пропласток. Добывающую скважину пускают в работу при тех же режимах, что и до закачки, а нагнетательную скважину переводят на закачку сточной или пластовой воды с расходом до закачки рабочего агента. Циклы закачки малосольной и/или щелочной воды повторяют при росте обводненности добывающей скважины на 10-30% относительно обводненности после проведения предыдущего цикла закачки и отбора рабочего агента. Объем закачки малосольной и/или щелочной воды в каждом последующем цикле увеличивают. Изобретение обеспечивает повышение эффективности изоляции водопритока к многозабойным горизонтальным скважинам и увеличение коэффициента нефтеизвлечения залежи. 1 ил., 4 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способу заканчивания нефтяных малодебитных скважин с открытым забоем. Технический результат - сохранение устойчивости стенок ствола скважины и повышение дебитов нефти малодебитной скважины. По способу осуществляют бурение ствола скважины под эксплуатационную колонну с первичным вскрытием продуктивного пласта на всю его толщину. Спускают эксплуатационную колонну, оборудованную пакером манжетного цементирования и секцией обсадных труб с выполненными в них сквозными отверстиями, перекрытыми легкоплавкими вставками, например алюминиевыми. Осуществляют прямую промывку ствола скважины не менее двух циклов буровым раствором через башмак эксплуатационной колонны с последующим удалением бурового раствора из нижней части эксплуатационной колонны и заполнением ее нижней части в интервале всей толщины продуктивного пласта водным раствором хлорида кальция. Устанавливают пакер для возможности манжетного цементирования выше кровли продуктивного пласта в сцементированных глинистых пропластках с отсечением продуктивного пласта от вышележащих горных пород. Пакер размещают на глубине твердых сцементированных глинистых пропластов. Секцией обсадных труб, расположенных ниже пакер, перекрывают всю толщину продуктивного пласта. Цементируют затрубное пространство за эксплуатационной колонной. Выдерживают скважину на период ожидания затвердевания цемента и пропитки прискважинной зоны ионами кальция, находящимися в водном растворе хлорида кальция, с приданием ей гидрофобизирующих свойств. Разбуривают пакер. Закачивают в подпакерное пространство скважины соляную кислоту и разрушают легкоплавкие вставки с освобождением сквозных отверстий секции обсадных труб. Созданием депрессии вызывают приток из продуктивного пласта. 4 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов, вскрытых скважинами с открытыми горизонтальными стволами. Технический результат - повышение эффективности кислотной обработки скважины за счет создания гидродинамической связи с пропластками, не охваченными кислотным воздействием. Способ заканчивания горизонтальной скважины включает спуск колонны насосно-компрессорных труб с пусковыми муфтами и с воронкой на конце, размещение воронки в интервале башмака эксплуатационной колонны, спуск гибкой безмуфтовой трубы с гидромониторной насадкой на конце внутри колонны насосно-компрессорных труб, ввод гидромониторной насадки в горизонтальный необсаженный ствол скважины и размещение на забое скважины, при открытой межтрубной задвижке на устье скважины прокачку раствора кислоты с созданием расхода, обеспечивающего эффект «резания» породы, при открытой затрубной задвижке по безмуфтовой трубе заполнение горизонтального ствола скважины водным раствором поверхностно-активного вещества, закрытие затрубной задвижки и продавливание раствора поверхностно-активного вещества по безмуфтовой трубе в пласт, закрытие задвижки на трубном пространстве гибкой безмуфтовой трубы, при закрытом межтрубном и трубном пространстве по затрубному пространству продавку раствора кислоты, находящегося в стволе скважины, в пласт со ступенчатым подъемом давления и выдержкой на каждой ступени, проведение технологической выдержки для реакции раствора кислоты с породой, промывку ствола скважины, подъем гибкой безмуфтовой трубы из скважины, прокачку инертного газа по затрубному пространству с отбором жидкости по колонне насосно-компрессорных труб, закачку в скважину жидкости глушения, освоение скважины. Причем предварительно в горизонтальном стволе размещают компоновку с долотом, равным диаметру горизонтального ствола, с приводом, промывают горизонтальный ствол скважины с вращением и расхаживанием компоновки прямой промывкой 0,1-0,3%-ным раствором поверхностно-активного вещества в пластовой воде в объеме не менее 25 м3 до чистой воды, поднимают компоновку в вертикальный ствол скважины и выдерживают в течение 30 минут, после этого шаблонируют горизонтальный ствол скважины компоновкой до забоя. Прокачку кислоты через гибкую безмуфтовую трубу производят при давлении не менее 20 МПа и расходе не менее 3 л/с. 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - расширение геологических условий применения устройства, повышение надежности, успешности и эффективности обработки призабойной зоны скважины, упрощение конструкции и изготовления устройства. Устройство для обработки призабойной зоны нефтяной скважины включает воздушную камеру с атмосферным давлением и приемную камеру, выполненную из легкого упругопластичного материала. В приемной камере размещены цилиндрической формы композиционные материалы: малогазовый при сгорании композиционный материал и газо- и кислотогенерирующий при сгорании композиционный материал. Малогазовый при сгорании композиционный материал, обращенный к воздушной камере и закрепленный радиально расположенными металлическими штырьками неподвижно относительно корпуса приемной камеры, сформирован из композиции, включающей, мас.%: аммиачную селитру гранулированную марки Б 45-46, бихромат калия 1-2, эпоксидную смолу марки ЭД-20 40-42, пластификатор марки ЭДОС 2-3, отвердитель Агидол марки АФ-2М 9-10. Газо- и кислотогенерирующий при сгорании композиционный материал включает, мас. %: аммиачную селитру гранулированную марки Б 38-45, смолу поливинилхлоридную хлорированную марки ПСХ-ЛС 40-50, фторопласт-4 12-15. 1 ил., 1 табл., 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи неоднородного карбонатного коллектора. Способ разработки карбонатного коллектора с водонефтяными зонами включает бурение горизонтальных скважин, спуск на колонне труб в горизонтальную часть стволов насосов и фильтров, определение профиля притока нефти к стволу скважины, кислотную обработку коллектора, отбор продукции скважины. Причем профиль горизонтального ствола скважины проводят в центральной части коллектора, в открытый горизонтальный ствол спускают две колонны труб диаметром 1,5-2 дюйма, телеметрией ориентируют одну колонну над другой. На нижней колонне устанавливают в центре ствола один или более последовательно соединенных насоса. На верхней колонне по всей длине ствола размещают последовательно соединенные фильтры, перфорационные отверстия которых расположены вдоль одной линии по длине фильтров, данные отверстия ориентируют телеметрией в сторону кровли пласта. Выше кровли продуктивного пласта в обсадной колонне устанавливают пакер. При остановленном насосе подают кислоту в колонну труб с фильтрами, продавливают технической водой под давлением 0,5-1,0 от давления гидроразрыва пород и в объеме не менее объема колонны труб, по которой ведут закачку кислоты. После реакции кислоты с породой по этой же трубе отбирают продукты реакции до появления нефти, затем пускают в работу насос в горизонтальном стволе. При падении дебита нефти более чем на 50% от дебита нефти после кислотной обработки процесс закачки кислоты повторяют с увеличением объема закачки кислоты в 1,1-2,0 раза по сравнению с закачкой кислоты в предыдущем цикле. 1 ил.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2016-03-27 2016-03-27T21:15:58
Наверх