Способ разработки карбонатного коллектора с водонефтяными зонами

Авторы патента:

Хисамов Раис Салихович (RU)

Ахметгареев Вадим Валерьевич (RU)

Емельянов Виталий Владимирович (RU)

Гафиятуллин Халил Хафизович (RU)

Газизов Илгам Гарифзянович (RU)

E21B43/27 - с использованием разъедающих веществ, например кислот

Владельцы патента RU 2592921:

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

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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке карбонатных коллекторов с водонефтяными зонами скважинами с горизонтальным окончанием.

Известен способ разработки нефтяного пласта скважинами с горизонтальным окончанием, включающий бурение или выбор уже пробуренных горизонтальных скважин, выделение участков в виде интервалов продуктивного пласта, спуск в скважину насоса, разделение участков пакерами и отбор продукции скважины из каждого участка. При разработке терригенного или карбонатного пласта предварительно в горизонтальном стволе скважины определяют профиль притока, выявляют участки с профилем притока, отличающиеся друг от друга по удельному дебиту нефти на 20% и более, в местах изменения профиля притока устанавливают пакеры, в центр каждого участка спускают на колонне труб один насос при максимальном расстоянии между насосами в горизонтальном стволе не более 200 м, насосы размещают последовательно на одной колонне труб, каждый последующий насос от конца горизонтального ствола к его началу выбирают из условия обеспечения дебита жидкости не менее суммы дебитов жидкости предыдущих насосов (патент РФ № 2540720, кл. Е21В43/16, опубл. 10.02.2015).

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ большеобъемной кислотной обработки карбонатного пласта, включающий проведение исследований и определение зон пласта с различной проницаемостью, спуск в горизонтальную скважину на колонне насосно-компрессорных труб фильтров с различной плотностью перфорации, закачку в открытый горизонтальный ствол скважины кислоты, продавку кислоты, промывку скважины и пуск ее в работу. Каждый участок с проницаемостью, отличающейся более чем на 20% от соседнего, изолируют, установленными на фильтрах пакерами, а плотность перфорации фильтра каждого участка выполняют исходя из соотношения

$\frac{h_{1} \cdot k_{1}}{L n \frac{R_{1}}{r_{c}} + С_{1}} = \frac{h_{2} \cdot k_{2}}{L n \frac{R_{2}}{r_{c}} + С_{2}} = ... = \frac{h_{n} \cdot k_{n}}{L n \frac{R_{n}}{r_{c}} + С_{n}}$ ,

где C₁, C₂, C_n - коэффициенты гидродинамического совершенства скважины по характеру вскрытия вдоль горизонтального ствола скважины;

R₁, R₂, R_n- проектируемая глубина проникновения кислоты в породу, м;

k₁, k₂, k_n - проницаемость участка пласта, м²;

h_n - мощность участка пласта, м

r_c - радиус фильтра, м,

в межтрубное пространство до кровли продуктивного пласта закачивают щелочь для нейтрализации кислоты или у кровли продуктивного пласта устанавливают пакер, при этом межтрубное пространство заполняют технической водой, объем V щелочи или воды определяют по формуле

V=π·H·(R²-r²), м³,

где H - глубина скважины до кровли продуктивного пласта, м,

R - внутренний радиус эксплуатационной колонны, м,

r- внешний радиус колонны насосно-компрессорных труб, м,

в насосно-компрессорные трубы закачивают соляную кислоту с концентрацией 10-20% под устьевым давлением P_у=(0,009…0,01)·H, МПа, в объеме V_к, равном

V_к=(0,007…0,008)·L·h, м³,

где L - длина горизонтального ствола скважины, м,

h - толщина пласта, м,

продавку кислоты в пласт осуществляют нефтью в объеме, равном объему внутреннего пространства насосно-компрессорных труб с фильтрами (патент РФ 2533393, кл. Е21В43/27, опубл. 20.11.2014 - прототип).

Общим недостатком известных способов является низкая эффективность разработки неоднородных карбонатных коллекторов по каждому из способов в отдельности, что приводит к невысокой нефтеотдаче. Также кислотная обработка коллекторов с водонефтяными зонами имеет низкую эффективность.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи карбонатного коллектора.

Задача решается тем, что в способе разработки карбонатного коллектора с водонефтяными зонами, включающем 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, согласно изобретению профиль горизонтального ствола скважины проводят в центральной части коллектора, в открытый горизонтальный ствол спускают две колонны труб диаметром 1,5-2 дюйма, причем 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.

Сущность изобретения

На нефтеотдачу карбонатного коллектора с водонефтяными зонами, разрабатываемого горизонтальными скважинами, существенное влияние оказывает равномерность и степень выработки запасов нефти, а также максимально длительное время работ до полного обводнения. Существующие технические решения не в полной мере позволяют выполнить данную задачу. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи карбонатного коллектора. Задача решается следующим образом.

На фиг. 1 представлено схематическое изображение участка нефтяного коллектора с размещением горизонтального ствола скважины. Обозначения: 1 - нефтяной коллектор, 2 - горизонтальная добывающая скважина, 3 - горизонтальный ствол, 4 - кровля продуктивного коллектора, 5 - обсадная колонна, 6 - колонна труб с насосом 7, 7 - насос, 8 - колонна труб с фильтрами 9, 9 - фильтры с перфорационными отверстиями 10, выполненными вдоль одной линии, 10 - перфорационные отверстия, 11 - пакер, 12 - межтрубное пространство, ВНК - водонефтяной контакт.

Способ реализуют следующим образом.

Участок нефтяного пласта, коллектор 1 (фиг. 1) которого представлен карбонатным типом и водонефтяной зоной, вскрывают горизонтальной скважиной 2 с горизонтальным стволом 3. Профиль горизонтального ствола скважины проводят в центральной части коллектора, считая по вертикали. До кровли 4 продуктивного пласта скважину обсаживают обсадной колонной 5, а сам горизонтальный ствол 3 выполняют открытым.

В горизонтальный ствол 3 скважины спускают две колонны труб диаметром 1,5-2 дюйма каждая. Телеметрией ориентируют одну колонну над другой. На нижней колонне труб 6 устанавливают один или несколько последовательно соединенных насосов 7 (например, типа 2СП45/24) и размещают их в центральной части горизонтального ствола 3. На верхней колонне труб 8 по всей длине ствола размещают последовательно соединенные фильтры 9. Перфорационные отверстия 10 фильтров располагают вдоль одной линии по длине фильтров 9. Отверстия ориентируют телеметрией в сторону кровли пласта 1.

Выше кровли 4 продуктивного пласта 1 в обсадной колонне 5 устанавливают пакер 11 для герметизации межтрубного пространства 12 и предотвращения попадания в него кислоты.

При остановленном насосе 7 подают кислоту под давлением 0,5-1,0 от давления гидроразрыва пород в колонну труб 8 с фильтрами 9. Кислоту продавливают технической водой в объеме не менее объема колонны труб 8, по которой ведут закачку кислоты. После реакции кислоты с породой по этой же трубе 8 отбирают продукты реакции до появления нефти.

Согласно расчетам диаметр труб 6 и 8 более 2 дюймов не позволяет беспрепятственно спускать параллельно две трубы с оборудованием в наиболее распространённые диаметры обсадных колонн 5. Насосы 7 в центральной части горизонтального ствола 3 позволяют, согласно исследованиям, наиболее эффективно отбирать запасы нефти вдоль всего горизонтального ствола 3. Перфорационные отверстия 10 фильтров 9, расположенные на верхней колонне 8 и ориентированные вверх, т.е. в противоположную сторону от ВНК, позволяют обрабатывать верхнюю часть коллектора 1, почти не затрагивая нижнюю часть с ВНК. Высокое давление закачки 0,5-1,0 от давления гидроразрыва пород, согласно исследованиям, не приводит к задержке кислоты в стволе 3 скважины 2 и, кроме того, подключает в работу в слоистых коллекторах пропластки и изолированные зоны, ранее не охваченные разработкой.

Далее колонну труб 8 с фильтрами 9 останавливают, при этом пускают в работу насосы 7 на нижней колонне труб 6. 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.

Согласно расчетам, такой периодический цикл работы закачка кислоты - добыча продукции - закачка кислоты - добыча продукции и т.д. позволяет отобрать наибольшее количество запасов за счет кислотной обработки с каждым циклом все более отдаленных, преимущественно верхних зон коллектора 1. При падении дебита менее чем на 50% проведение повторной кислотной обработки экономически нерентабельно. Увеличивающийся с каждым циклом объем кислоты позволяет ей проникать глубже в коллектор. При этом, согласно расчетам, объем менее 1,1 объема кислоты, применяемой в предыдущем цикле, не позволяет повышать нефтеотдачу, а более 2,0 - приводит к преждевременному обводнению ствола 3 скважины 2.

Аналогичные операции проводят на других горизонтальных скважинах коллектора. Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки коллектора.

Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи карбонатного коллектора.

Примеры конкретного выполнения способа

Пример 1. Участок нефтяного пласта, коллектор 1 (фиг. 1) которого представлен карбонатным типом и водонефтяной зоной, залегающий на глубине 910 м, вскрывают горизонтальной скважиной 2 с горизонтальным стволом 3 длиной 400 м. Толщина нефтенасыщенной части коллектора составляет 14 м. Профиль горизонтального ствола скважины проводят в центральной части коллектора, считая по вертикали, т.е. на расстоянии 7 м от ВНК и 7 м от кровли пласта 1. До кровли 4 продуктивного пласта 1 скважину 2 обсаживают обсадной колонной 5, а сам горизонтальный ствол 3 выполняют открытым. Диаметр обсадной колонны скважины составляет 168 мм.

В горизонтальный ствол 3 скважины спускают две колонны труб: одну 6 диаметром 2 дюйма, другую 8 диаметром 1,5 дюйма. Телеметрией ориентируют одну колонну над другой. На нижней колонне труб 6 устанавливают два последовательно соединенных насоса 7 типоразмера 2СП45/24 и размещают их в центральной части горизонтального ствола 3. На верхней колонне труб 8 по всей длине ствола размещают последовательно соединенные фильтры 9. Перфорационные отверстия 10 фильтров располагают вдоль одной линии по длине фильтров 9. Отверстия ориентируют телеметрией в сторону кровли пласта 1. Плотность перфорации фильтров 9 составляет 10 отв./м, диаметр - 2 мм.

Выше кровли продуктивного пласта 1 в обсадной колонне 5 устанавливают пакер 11 для герметизации межтрубного пространства 12. При остановленном насосе 7 подают 24%-ную соляную кислоту под давлением 25 МПа, т.е. 1,0 от давления гидроразрыва пород, в колонну труб 8 с фильтрами 9. Закачивают 5 м³ кислоты. Кислоту продавливают технической водой в объеме колонны труб 8, по которой ведут закачку кислоты, т.е. 1 м³.

После реакции кислоты с породой по этой же трубе 8 отбирают продукты реакции до появления нефти. Затем колонну труб 8 с фильтрами 9 останавливают, при этом пускают в работу насосы 7 на нижней колонне труб 6.

Дебит нефти после первой кислотной обработки составил 15 т/сут. После 1,5 года эксплуатации дебит нефти снизился на 50% от дебита нефти после кислотной обработки, т.е. до 7,5 т/сут. Процесс закачки кислоты повторяют аналогично описанному выше с увеличением объема закачки кислоты в 2,0 раза по сравнению с закачкой кислоты в предыдущем цикле, т.е. 10 м³. После второй кислотной обработки дебит нефти составил 11 т/сут. Циклы закачки кислоты повторяют четыре раза.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Коллектор характеризуется иными геолого-физическими характеристиками. Длина горизонтального ствола 3 составляет 200 м. Кислоту закачивают под давлением 11 МПа, т.е. 0,5 от давления гидроразрыва пород, в объеме 2 м³. Кислоту продавливают технической водой в объеме 4 м³. Циклы закачки кислоты повторяют с увеличением объема кислоты в 1,1 раза по сравнению с закачкой кислоты в предыдущем цикле, т.е. 2,2 м³. Циклы закачки кислоты повторяют шесть раз.

В результате по разработке участка 1, которую ограничили обводнением добывающей скважины до 98%, было добыто с одной горизонтальной скважины 161,8 тыс.т нефти, коэффициент извлечения нефти (КИН) участка составил 0,393 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 136,7 тыс.т нефти, КИН составил 0,332 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,061 д.ед.

Предлагаемый способ позволяет повысить КИН коллектора с водонефтяными зонами за счет периодической кислотной обработки верхних зон коллектора и эффективной добыче продукции вдоль всего горизонтального ствола скважины.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи карбонатного коллектора.

Способ разработки карбонатного коллектора с водонефтяными зонами, включающий 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, отличающийся тем, что профиль горизонтального ствола скважины проводят в центральной части коллектора, в открытый горизонтальный ствол спускают две колонны труб диаметром 1,5-2 дюйма, причем 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.

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.

Способ заканчивания горизонтальной скважины // 2588108

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов, вскрытых скважинами с открытыми горизонтальными стволами.

Способ заканчивания нефтяной малодебитной скважины // 2586337

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.

Способ снижения водопритока к многозабойным скважинам // 2584025

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 обработки призабойной зоны пласта // 2583104

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологии интенсификации добычи нефти с целью увеличения конечного коэффициента извлечения нефти.

Обработка иллитовых пластов с помощью хелатирующего агента // 2582605

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.

Способ освоения многозабойной разветвленно-горизонтальной скважины // 2581589

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности кислотной обработки, качества освоения загрязненного продуктивного пласта, надежности.

Способ заканчивания скважины, вскрывшей продуктивный пласт, расположенный вблизи от водонасыщенного пласта // 2579069

Способ обработки нефтесодержащего пласта // 2579044

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение производительности скважин и нефтеотдачи нефтесодержащего пласта.

Способ кислотной обработки карбонатного пласта // 2579042

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки, увеличение нефтеотдачи, повышение надежности реализации способа.

Способ разработки карбонатного коллектора периодичной кислотной обработки // 2592931

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи карбонатного коллектора. Способ разработки карбонатного коллектора периодичной кислотной обработкой включает бурение горизонтальных скважин, спуск на колонне труб в горизонтальную часть стволов насосов, разделение горизонтального ствола на участки пакерами в зависимости от проницаемости, кислотную обработку коллектора через фильтры с различной плотностью перфорации, отбор продукции скважины. В горизонтальный ствол скважины, который выполняют открытым, спускают три колонны труб диаметром не более 2,5 дюйма. У кровли продуктивного пласта в эксплуатационной колонне устанавливают пакер для трех колонн труб. На первой колонне в центре каждого участка горизонтального ствола размещают по одному насосу, причем каждый последующий насос от конца горизонтального ствола к его началу выбирают из условия обеспечения дебита жидкости не менее суммы дебитов жидкости предыдущих насосов. Ко второй и третьей колоннам труб крепят по всей длине горизонтального ствола последовательно соединенные фильтры, в которых плотность перфорации на каждом из указанных участков различна. Плотность перфорации Nn на второй колонне труб каждой n-й секции фильтров выполняют согласно соотношению Nn=Nmin·kmax/kn, отв./м, где kmax - максимальная проницаемость коллектора вдоль горизонтального ствола, м2, kn - проницаемость n-го участка коллектора, м2, Nmin - плотность перфорационных отверстий фильтров на второй колонне труб напротив коллектора с максимальной проницаемостью, отв./м. Плотность перфорации Mn на третьей колонне труб каждой n-й секции фильтров рассчитывают по формуле Mn=Mmin·kn/kmin, отв./м, где kmin - минимальная проницаемость коллектора вдоль горизонтального ствола, м2, Mmin - плотность перфорационных отверстий фильтров на третьей колонне труб напротив коллектора с минимальной проницаемостью, отв./м. При остановленных насосах подают кислоту во вторую колонну труб с фильтрами, продавливают технической водой 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, причем объем технической воды для продавки кислоты выбирают из условия не менее 2 объемов технической воды, которую применяли в предыдущем цикле обработки. При повышении обводненности скважины до 80-98% через третью колонну труб с фильтрами при остановленных насосах закачивают в пласт воду с мелкодисперсными частицами радиусом 0,1-0,4 среднего радиуса пор коллектора rп, определяемого по соотношению м, где m - средняя пористость коллектора, д.ед., k - средневзвешенная проницаемость коллектора вдоль горизонтального ствола, м2. Закачку воды с мелкодисперсными частицами ведут в течение 3-10 сут с расходом, близким к максимальной приемистости скважины. 1 ил., 2 пр.

Способ заканчивания скважины, вскрывшей продуктивный пласт, расположенный изолированно от водоносного пласта // 2593281

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов. Технический результат - повышение эффективности обработки скважины. По способу выбирают продуктивный пласт, расположенный изолированно от водонасыщенного пласта. Вскрывают его горизонтальной скважиной вдали от водонасыщенного пласта - на расстоянии более 5 м от этого пласта. Спускают колонну насосно-компрессорных труб - НКТ 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 НКТ. Вводят гидромониторную насадку в горизонтальный необсаженный ствол скважины и размещают на забое скважины раствор кислоты, который выбирают в объеме, равном объему затрубного пространства скважины. Заполняют горизонтальный ствол скважины водным раствором поверхностно-активного вещества - ПАВ. Продавливают водный раствор ПАВ по безмуфтовой трубе в продуктивный пласт. При закрытом межтрубном и трубном пространстве по затрубному пространству продавливают раствор кислоты, находящийся в стволе скважины, с расходом, обеспечивающим эффект гидромониторного «резания» породы, со ступенчатым подъемом давления и технологической выдержкой на каждой ступени. При этом давление от ступени к ступени поднимают от 3 до 6 МПа. Технологическую выдержку на каждой ступени проводят до снижения давления до 2 МПа. Промывают ствол скважины, поднимают гибкую безмуфтовую трубу из скважины, прокачивают инертный газ по затрубному пространству с отбором жидкости по колонне НКТ. Закачивают в скважину жидкость глушения. Осваивают скважину. Проводят геофизические исследования горизонтального ствола на гибкой трубе. Выявляют «неработающие» интервалы горизонтального ствола, имеющие высокие фильтрационно-емкостные свойства. Устанавливают гидромониторную насадку в данных интервалах горизонтального ствола. Направляют гидромониторную насадку под углом к оси горизонтального ствола с упором конца гидромониторной насадки в стенку горизонтального ствола. Осуществляют циркуляцию раствора кислоты через гибкую безмуфтовую трубу, гидромониторную насадку и колонну НКТ с созданием расхода, обеспечивающего эффект гидромониторного «резания» породы, до образования в породе углубления или канала и увеличения площади поверхности интервала воздействия. По затрубному пространству продавливают раствор кислоты в пласт. Проводят технологическую выдержку для реакции раствора кислоты с породой. Поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой. Прокачивают инертный газ по затрубному пространству с отбором жидкости по колонне НКТ. Замеряют скорость подъема уровня жидкости в скважине. Заполняют скважину жидкостью глушения. Поднимают из скважины колонну НКТ с пусковыми муфтами и воронкой на конце. Спускают глубинно-насосное оборудование и запускают скважину в работу. 1 пр.

Способ разработки карбонатного коллектора горизонтальными скважинами // 2595114

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи неоднородного карбонатного коллектора. Способ разработки карбонатного коллектора горизонтальными скважинами включает бурение горизонтальных скважин, спуск на колонне труб в горизонтальную часть стволов насосов, кислотную обработку коллектора через фильтры с различной плотностью перфорации, отбор продукции скважины. При этом в горизонтальный ствол скважины, который выполняют открытым, спускают две колонны труб диаметром 1,5-2 дюйма, на одной из которых устанавливают в центре ствола насос, на другой по всей длине ствола размещают последовательно соединенные фильтры, плотность перфорации Nn каждой n-ой секции фильтров выполняют согласно соотношению: Nn=Nmin·kmax/kn, где kmax - максимальная проницаемость коллектора вдоль горизонтального ствола, kn - проницаемость n-ого участка коллектора, Nmin - плотность перфорационных отверстий секции фильтров напротив коллектора с максимальной проницаемостью. В межтрубное пространство до устья закачивают техническую воду, после чего при остановленном насосе подают кислоту в колонну труб с фильтрами, продавливают технической водой 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, причем объем технической воды для продавки кислоты выбирают из условия не менее 2 объемов технической воды, которую применяли в предыдущем цикле обработки. 1 ил.

Загущенные вязкоупругие текучие среды и их применения // 2598959

Настоящее изобретение относится к вязкоупругим текучим средам, загущенным кислым композициям, а также к способам их использования. Водная вязкоупругая текучая среда для обработки подземного пласта, содержащая по меньшей мере одну композицию гелеобразующего вещества, где указанная композиция гелеобразующего вещества содержит по меньшей мере одно вязкоупругое поверхностно-активное вещество приведенной общей формулы, и систему растворителей, которая содержит воду, одноатомный спирт и двухатомный или многоатомный спирт, при массовом соотношении указанного одноатомного спирта и указанного двухатомного или многоатомного спирта от 1,0 до 2,2. Способ кислотной обработки подземного пласта включает введение водной указанной вязкоупругой текучей среды в указанный пласт, где указанная среда содержит по меньшей мере одну кислоту. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности обработки. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 11 пр., 10 табл.

Способ обработки призабойной зоны горизонтального ствола скважины, вскрывшей карбонатный коллектор // 2599155

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны горизонтальных стволов скважин, вскрывших карбонатный коллектор. Технический результат - повышение эффективности обработки. По способу определяют давления поглощения жидкости в открытом горизонтальном стволе скважины с обсаженной эксплуатационной колонной в вертикальной части. Осуществляют обработку открытого горизонтального ствола скважины жидкостью, обеспечивающей отсутствие поглощения. После этого на устье скважины снизу вверх собирают и спускают в открытый горизонтальный ствол скважины компоновку, состоящую из перфорированного хвостовика с центраторами, пакера, разъединителя, технологической колонны труб. Спуск компоновки производят до достижения нижним концом перфорированного хвостовика забоя горизонтального ствола скважины. Затем вовнутрь перфорированного хвостовика спускают колонну насосно-компрессорных труб - НКТ и за 5 м до достижения нижним концом колонны НКТ нижнего конца перфорированного хвостовика спуск колонны НКТ прекращают. Верхний конец эксплуатационной колонны оборудуют затрубной задвижкой с устьевым сальником. Верхний конец технологической колонны труб оборудуют межтрубной задвижкой с устьевым герметизатором. На верхний конец колонны НКТ монтируют трубную задвижку. При открытых трубной и межтрубной задвижках и закрытой затрубной задвижке закачивают в колонну НКТ обратную эмульсию. Ее продавливают кислотным составом до заполнения межтрубного пространства скважины обратной эмульсией. Закрывают межтрубную задвижку и открывают затрубную задвижку и продолжают закачку кислотного состава через затрубное пространство скважины в емкость. Производят циркуляцию кислотного состава до потери активности кислотного состава. После этого циркуляцию кислотного состава прекращают. Закрывают трубную задвижку и открывают межтрубную задвижку. Закачкой жидкости в межтрубное пространство скважины вытесняют обратную эмульсию из межтрубного в затрубное пространство скважины. Обратной эмульсией вытесняют продукты реакции кислотного состава с карбонатным коллектором через затрубную задвижку в емкость. Производят посадку пакера. Отсоединяют разъединитель и извлекают из скважины технологическую колонну труб. Перфорированный хвостовик оставляют в горизонтальном стволе скважины. Скважину оснащают эксплуатационным оборудованием и запускают ее в работу. 2 ил.

Способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтального ствола скважины // 2599156

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны горизонтальных стволов скважин, вскрывших карбонатную породу. Технический результат - повышение эффективности обработки. По способу определяют давление поглощения жидкости в открытом горизонтальном стволе скважины. Осуществляют обработку открытого горизонтального ствола для ликвидации поглощения. После обработки на устье скважины снизу вверх собирают и спускают в открытый горизонтальный ствол скважины компоновку, состоящую из перфорированного хвостовика с центраторами, пакера, разъединителя, технологической колонны труб. Осуществляют спуск компоновки в открытый горизонтальный ствол скважины. Спуск ее производят до достижения нижним концом перфорированного хвостовика забоя горизонтального ствола скважины. Затем вовнутрь перфорированного хвостовика спускают колонну насосно-компрессорных труб - НКТ и за 5 м до достижения нижним концом колонны НКТ нижнего конца перфорированного хвостовика спуск колонны НКТ прекращают. На устье скважины верхний конец эксплуатационной колонны оборудуют затрубной задвижкой с устьевым сальником. Верхний конец технологической колонны труб оборудуют межтрубной задвижкой с устьевым герметизатором. На верхний конец колонны НКТ монтируют трубную задвижку. Закачивают в затрубное пространство обратную эмульсию до появления ее на устье. Закрывают затрубную задвижку и открывают межтрубную и трубную задвижки. По колонне НКТ закачивают обратную эмульсию в межтрубное пространство до появления обратной эмульсии на устье скважины из межтрубного пространства. Закачку прекращают и закрывают межтрубную задвижку. Затрубную задвижку открывают. Производят поинтервальную обработку горизонтального ствола, который разделяют на участки длиной по 50 м, начиная с участка от забоя скважины. Для этого при закрытой затрубной задвижке и открытых межтрубной и трубной задвижках в колонну НКТ закачивают кислотный состав и продавливают его в межтрубное пространство в объеме, равном объему кольцевого пространства между колонной НКТ и перфорированным хвостовиком на длине обрабатываемого участка. Закрывают межтрубную задвижку. Открывают затрубную задвижку и обратной эмульсией, вышедшей на поверхность, продавливают кислотный состав по колонне НКТ из кольцевого пространства между колонной НКТ и перфорированным хвостовиком на длине обрабатываемого участка в призабойную зону пласта по всей длине обрабатываемого участка. Ожидают реагирование в течение 12 час. Закачивают в колонну НКТ обратную эмульсию и вытесняют продукты реакции из горизонтального ствола в вертикальную часть. Перемещают колонну НКТ в следующий интервал. После обработки всех участков горизонтального ствола колонну НКТ спускают до забоя. Закрывают затрубную задвижку и открывают межтрубную задвижку. В колонну НКТ закачивают товарную нефть до ее появления на устье из межтрубного пространства. Затем производят посадку пакера. Отсоединяют разъединитель и извлекают из скважины технологическую колонну труб. Перфорированный хвостовик оставляют в горизонтальном стволе скважины. Оснащают скважину эксплуатационным оборудованием и запускают ее в работу. 2 ил.

Способ технологической обработки скважины // 2600137

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны скважины. Технический результат заключается в повышении эффективности кислотной обработки призабойной зоны пласта в добывающих и нагнетательных скважинах, повышении нефтеотдачи пластов. В способе технологической обработки скважины производят глушение скважины; проводят поинтервальную большеобъемную обработку призабойной зоны (БОПЗ) каждого пропластка, для этого изолируют каждый пропласток по отдельности с помощью двух пакеров, закачивают технологическую жидкость с кислотосодержащим реагентом, проводят стимуляцию скважины и выдерживают время ожидания реагирования кислоты в течение 6-8 часов. После проведения БОПЗ откачивают продукты реакции из пласта, которые образовались в результате вступления кислоты в реакцию с породой, путем свабирования; проводят отбор проб на устье скважины и определяют по ним рН продукции скважины, и если это значение попадает в диапазон от 4 до 10, делают вывод об отсутствии обводненности пласта. 22 з.п. ф-лы.

Способ селективной обработки призабойной зоны неоднородного расчлененного объекта разработки // 2600800

Изобретение относится к нефтедобыче. Технический результат - увеличение эффективности и успешности проведения обработки призабойной зоны ОПЗ. Способ селективной ОПЗ неоднородного расчлененного объекта разработки содержит этапы, на которых проводят в скважине геофизические исследования; принимают решение о необходимости проведения селективной ОПЗ; при положительном решении о необходимости проведения селективной ОПЗ определяют количество интервалов для обработки (пропластков); спускают в обрабатываемый интервал компоновку с по меньшей мере двумя пакерами на колонне труб; изолируют требуемый интервал обработки, содержащий пропласток, посредством двух соседних пакеров; проводят селективную ОПЗ требуемого интервала; перемещают двухпакерную установку для обработки следующего интервала; останавливают процесс обработки после обработки всех требуемых интервалов для обработки, при этом на этапе принятия решения о необходимости проведения селективной ОПЗ определяют также максимально допустимое давление на продуктивные пласты, между двумя соседними пакерами устанавливают фильтр с циркуляционный клапаном, а ниже нижнего из двух соседних пакеров устанавливают перфорированный патрубок и заглушку, обрабатывают одновременно два интервала обработки. 5 з.п. ф-лы, 7 ил.

Способ обработки призабойной зоны скважины // 2601960

Изобретение относится к области нефтедобычи и, в частности, к методам кислотной обработки призабойной зоны пласта с последующим вводом скважины в эксплуатацию. Способ также может быть применен при капитальном ремонте скважин и, в частности, при очистке каналов продуктивного пласта. Технический результат - обеспечение сохранения коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта при использовании на стадии глушения любых видов жидкостей глушения. По способу производят разобщение обрабатываемого пласта от межтрубного пространства скважины. Проводят закачку кислотного состава в интервал обрабатываемого пласта. Осуществляют технологическую выдержку. Выполняют свабирование и извлечение из пласта продуктов реакции. Проводят глушение скважины. Осуществляют спуск насосной установки и запуск скважины в работу. При этом, перед разобщением обрабатываемого пласта от межтрубного пространства производят спуск в скважину технологической колонны насосно-компрессорных труб - НКТ - с открытым концом, снабженным обратным клапаном, и с двумя пакерами для разобщения интервала обрабатываемого пласта от межтрубного пространства и от забоя или от другого пласта в скважине. Технологическую колонну НКТ над нижним пакером снабжают посадочным инструментом - ИП. Над верхним пакером устанавливают скважинный циркуляционный клапан. После технологической выдержки осуществляют перепосадку обоих пакеров выше интервала обрабатываемого пласта. Глушение скважины производят через скважинный циркуляционный клапан путем замещения жидкости в межтрубном пространстве скважины и в колонне НКТ жидкостью глушения. Затем производят распакеровку верхнего пакера. Перед спуском в скважину насосной установки посредством ИП отсоединяют технологическую колонну НКТ от нижнего пакера и извлекают указанную колонну НКТ из скважины. 7. з.п. ф-лы, 2 ил.

Термостойкое газогенерирующее кислотообразующее высокопрочное топливо для скважинных аппаратов // 2603373

Изобретение относится к созданию термостойких газогенерирующих кислотообразующих высокопрочных топлив для скважинных аппаратов различного механизма действия: пороховых аккумуляторов давления скважинных, пороховых генераторов давления, пулевых и кумулятивных перфораторов и др. для термобарического и химического воздействия на призабойную зону с целью повышения продуктивности нефтяных скважин. Термостойкое газогенерирующее кислотообразующее топливо для скважинных аппаратов включает окислитель - перхлорат аммония или перхлорат калия, или смесь перхлората аммония с перхлоратом калия, горючее связующее - соединение, имеющее в своей цепи α-окисный цикл - продукт взаимодействия эпихлоргидрина с дифенилолпропаном, или продукт взаимодействия эпихлоргидрина с олигодиеном, или продукт взаимодействия эпихлоригидрина с диэтиленгликолем или триэтиленгликолем, или их смесь, а также отверждающий агент - соединение аминного типа. Топливо может также содержать дибутилфталат, ди-(2-этилгексил)-себацинат, ди-(2-этилгексил)-фталат или пластификатор ЭДОС; алюминий; хлористый аммоний; соединение, содержащее в составе молекулы атом фтора, например политетрафторэтилен, политрифторхлорэтилен или литий фтористый; технический углерод; в качестве технологической добавки, например, эмульгатор марки N-23 или 1,2-диалкилглицерохолил-фосфат; оксид кремния; пигмент или краситель. Изобретение направлено на создание термостойкого газогенерирующего кислотообразующего высокопрочного топлива с повышенным уровнем прочности и термостойкости, повышенным содержанием кислотообразующих соединений - хлористого и фтористого водорода в продуктах сгорания. 12 з.п. ф-лы, 2 табл., 23 пр.