Способ технологической обработки скважины



Владельцы патента RU 2600137:

Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) (RU)

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.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны скважины и подготовки ее к ремонтным работам.

Известен способ технологической обработки ствола скважины, преимущественно пологой и горизонтальной, для удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта (патент RU №2467163, МПК Е21В 43/27, Е21В 37/06, С09К 8/52, опубл. 20.11.2012), включающий введение перекисного соединения в буровой раствор, используемый для вскрытия и промывки продуктивного пласта и содержащий полисахариды и кольматант, с последующим замещением указанного бурового раствора на кислотный технологический состав, включающий указанное перекисное соединение, кислоту и воду, выдержку его на реакции с последующим удалением из пласта продуктов реакции, причем в качестве перекисного соединения используют пероксогидрат мочевины, или пероксоборат натрия, или перкарбонат натрия, введение указанного перекисного соединения в концентрации 0,5-1,0 мас. % в буровой раствор производят при его циркуляции после последнего подъема бурового инструмента из скважины и спуска насосно-компрессорных труб с выдержкой указанного состава на реакции не менее четырех часов.

Известен способ обработки нефтяного пласта (патент RU №2534284, МПК Е21B 43/27, Е21B 43/22, Е21B 43/27, опубл. 27.11.2014), включающий спуск колонны труб с пакером в скважину, посадку пакера выше нефтяного пласта и последовательную закачку и продавку по колонне труб в нефтяной пласт углеводородного растворителя и кислотного реагента в объемах, обеспечивающих превышение фильтрационных сопротивлений в удаленной от скважины зоне пласта над таковыми в ее призабойной зоне, проведение технологической выдержки и удаление отработанных продуктов реакции из обрабатываемой зоны путем депрессионного воздействия на скважину, причем на устье скважины колонну труб ниже пакера оснащают импульсным пульсатором жидкости, при этом между пакером и пульсатором жидкости устанавливают клапан, а выше пакера устанавливают эжекторный насос с проходной насадкой, спускают колонну труб в скважину так, чтобы пакер размещался выше пласта, в колонну труб в импульсном режиме закачивают углеводородный растворитель, сажают пакер, продавливают в пласт углеводородный растворитель технологической жидкостью под давлением, не превышающим допустимое давление на пласт, срывают пакер и оставляют скважину на технологическую выдержку, далее промывают скважину и в колонну труб закачивают кислотный раствор, сажают пакер, продавливают в пласт кислотный раствор технологической жидкостью под давлением, не превышающим допустимое давление на пласт, срывают пакер и оставляют скважину на технологическую выдержку, по окончании технологической выдержки приводят в действие клапан и отсекают импульсный пульсатор жидкости, затем срывают пакер, доспускают колонну труб так, чтобы радиальные отверстия клапана находились напротив пласта, извлекают из эжекторного насоса проходную насадку и устанавливают в нее глухую насадку, после чего сажают пакер и закачкой технологической жидкости по колонне труб через эжекторный насос производят извлечение продуктов реакции и освоение скважины по межколонному пространству выше пакера.

Известен способ обработки призабойной зоны скважины (патент RU №2467164, МПК Е21B 43/27, С09К 8/74, опубл. 20.11.2012), ближайший по технической сущности к заявляемому способу и принятый за прототип, включающий закачку, продавку в зону продуктивного пласта кислотного реагента, содержащего галоидоводородную кислоту, поверхностно-активное вещество, растворитель, технологическую выдержку и извлечение продуктов путем депрессионного воздействия, причем кислотный реагент дополнительно содержит комплексообразователь, уксусную, или лимонную, или борную, или муравьиную, или хлоруксусную, или алкилбензосульфокислоту.

Однако известные способы обладают высокой трудоемкостью, повышенными трудо- и энергозатратами, не позволяют оптимизировать различного рода затраты, связанные с подготовкой скважины к проведению данных работ. В известных способах также отсутствуют подготовительно-заключительные работы, от которых напрямую зависит целесообразность проведения работ по повышению нефтеотдачи пластов (ПНП).

Задачей, на решение которой направлено изобретение, является минимизация затрат на капитальный ремонт скважин (КРС) при подготовке и проведении комплекса работ по большеобъемной обработке призабойной зоны (БОПЗ).

Технический результат, на достижение которого направлено изобретение, заключается в повышении эффективности кислотной обработки призабойной зоны (ОПЗ) скважины в добывающих и нагнетательных скважинах и повышении нефтеотдачи пластов при одновременном снижении трудовых и энергозатрат на капитальный ремонт скважин (КРС).

Изобретение может быть использовано для увеличения продуктивности добывающих и приемистости нагнетательных скважин, при подготовке к проведению ремонтных работ в скважине.

Технический результат достигается тем, что способ технологической обработки скважины содержит этапы, на которых:

- 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 (ОРК) 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 pH продукции скважины, и если это значение попадает в диапазон от 4 до 10, делают вывод об отсутствии обводненности пласта.

Продукты реакции из пласта откачивают объемом не менее одного объема скважины и полутора объемов закачанной технологической жидкости.

При непопадании упомянутого значения pH в диапазон от 4 до 10 применяют нейтрализаторы кислотности до попадания pH в указанный диапазон.

Откачанные продукты реакции из пласта нейтрализуют щелочным реагентом до значения рН=4 и выше.

Предварительно проводят отбор и районирование обрабатываемых скважин.

Отбор и районирование обрабатываемых скважин проводят по местоположению скважин, их кучности, дальности расположения скважин друг относительно друга, по особенности дорог до скважин.

Глушение скважины при наличии низких пластовых давлений, в продукции которой содержится сероводород, проводят путем закачки нейтрализатора сернистого водорода.

Пакеры спускают на насосно-компрессорных трубах (НКТ) и устанавливают между пропластками.

Пакеры содержат резиновые элементы, позволяющие герметично изолировать один пласт от другого.

Используют в компоновке с пакерами скребок и шаблон, спускаемые совместно.

До проведения БОПЗ поднимают глубинно-насосное оборудование (ГНО) и спускают технологическое оборудование на НКТ, а после проведения БОПЗ и свабирования скважины производят подъем НКТ и спуск ГНО.

Поинтервальную БОПЗ одного или нескольких интервалов проводят за одну спуско-подъемную операцию.

При первом спуске оборудования на НКТ производят опрессовку колонн НКТ на полуторакратное ожидаемое рабочее давление.

Давление опрессовки, ожидаемое от рабочего, допустимого по пласту, определяется допустимым давлением на эксплуатационную колонну или допустимым давлением на продуктивный пласт и составляет не ниже 15 МПа.

Стимуляцию скважины при закачке в пласт кислотосодержащего реагента проводят со средним удельным расходом 3-5 м3 на метр вскрытой мощности для условно вертикальных скважин и 0,2-0,5 м3 для условно горизонтальных скважин.

В состав технологической жидкости входит продавочная жидкость.

pH и обводненность продукции определяют независимо от полной откачки расчетного объема технологической жидкости.

При отборе необходимого объема технологической жидкости вне зависимости от результатов pH строят кривую восстановления уровня (КВУ) и производят ее исследование перед продолжением освоения скважины.

Откачанную технологическую жидкость транспортируют на установку по нейтрализации кислотосодержащих отходов либо нейтрализованную жидкость из желобной емкости откачивают в трубопровод системы нефтесбора.

Дополнительно исследуют скважину на приток, для чего после проведения БОПЗ на основании изменяющегося уровня в скважине строят кривую восстановления уровня (КВУ), а на основании изменяющегося забойного давления строят кривую восстановления давления (КВД).

Для построения КВД снимают показания давления в скважине раз в сутки или более.

Исследование скважины на приток выполняют до восстановления пластового давления с количеством экспериментальных точек не менее 20-30.

На основании КВУ рассчитывают фильтрационные свойства продуктивного пласта и призабойной зоны скважины.

Сущность заявленного способа состоит в следующем.

Производят подбор скважин для проведения подземного ремонта с целью повышения нефтеотдачи пластов, при этом работы по подготовке скважин к проведению БОПЗ планируют с учетом комплекса мер, которые направлены на минимизацию затрат на КРС.

Сущность способа состоит в обеспечении комплексного подхода при обработке скважины с целью получения минимальных затрат при выполнении подготовительно-заключительных работ к БОПЗ силами бригад КРС.

Изобретение включает комплекс следующих работ: 1) планирование работ, 2) подготовка к работам, 3) выполнение работ, 4) заключительные работы.

1) Планирование работ

Предварительно формируют список скважин для подземного ремонта и составляют план-график на 7-10 дней. При этом учитывают следующие факторы: дебит скважины по нефти, расстояние между скважинами, наличие подъездных путей к скважине, объем необходимых работ при подземном ремонте, наличие необходимого оборудования.

Отбор и районирование ремонтируемых (обрабатываемых) скважин проводят по местоположению скважин, их кучности, дальности расположения, по особенности дорог до скважин.

2) Подготовка к работам

Глушат каждую скважину.

Решение о глушении скважины принимают при следующих условиях: а) скважины с пластовым давлением выше гидростатического; б) скважины с пластовым давлением ниже гидростатического, но в которых сохраняются условия фонтанирования или нефтегазоводопроявления (НГВП).

Глушение скважины при наличии низких пластовых давлений, в продукции которой содержится сероводород, проводят путем закачки нейтрализатора сернистого водорода.

3) Выполнение работ

1. Применяют двухпакерные компоновки, т.е. спускают в скважину специальное технологическое оборудование на НКТ, состоящее из двух пакеров, для поинтервального проведения ОПЗ одного или нескольких интервалов открытых участков-пластов.

Таким образом, исключаются лишние операции, связанные с подъемом и обратным спуском технологического оборудования.

Открытые участки, из которых идет поступление жидкости из пласта, имеют различные геологические характеристики за одну спуско-подъемную операцию (СПО).

Используют в компоновке с пакером скребок и шаблон для того, чтобы убедиться, что пакер пройдет в эксплуатационной колонне и установится на нужном месте.

Использование в компоновке с технологическим пакером скребка и шаблона, которые спускают вместе (в одной компоновке), позволяет исключить одну спуско-подъемную операцию (СПО), тем самым уменьшить продолжительность ремонта скважин.

Общие требования перед спуском пакера:

- прошаблонировать эксплуатационную колонну шаблоном длиной не менее длины пакера и диаметром на 2 мм больше диаметра спускаемого пакера;

- в отдельных случаях при непрохождении шаблона соответствующего размера из-за наличия асфальтопарафиновых отложений (АСПО) на стенках колонны диаметр шаблона, спускаемого на трубах, может быть уменьшен до диаметра пакера по металлической части;

- проработать интервал посадки пакера (не менее 10 м выше и ниже) гидравлическим скребком или механическим скрепером.

2. Проведение БОПЗ поинтервально по каждому пропластку с возможностью их изолирования по отдельности и выдерживание времени ожидания реагирования кислоты (ОРК) в течение 6-8 часов в зависимости от применяемого кислотного состава.

При использовании БОПЗ вместо ОПЗ используется больший объем кислотного состава, т.е. повышается эффективность воздействия его на обрабатываемый пласт.

В кислотном составе может использоваться соляная кислота. Соляно-кислотная обработка скважины направлена на повышение темпов отбора нефти из карбонатных коллекторов. Эффективность соляно-кислотной обработки зависит от глубины проникновения кислоты в пласт, полноты растворения в кислоте зерен коллектора, охвата пласта воздействием кислотного раствора, обводненности скважин и других факторов. Периодически повторяющиеся кислотные обработки еще больше увеличивают анизотропию проницаемости в слоистых залежах. Результатом периодических кислотных воздействий на многослойные залежи может быть кратковременное увеличение текущей добычи при общем существенном уменьшении конечного коэффициента нефтеизвлечения в зоне дренирования скважин.

Основные технологические принципы кислотной закачки:

- стимуляцию скважины при закачке в пласт кислотных составов проводят со средним удельным расходом 3-5 м3 на метр вскрытой мощности (перфорации) для условно вертикальных скважин и 0,2-0,5 м3 для условно горизонтальных скважин;

- темп закачки кислотных композиций (КК) в пласт - 5-10 дм3/с (л/с) и более;

- обязательное отклонение ЮС в нефтенасыщенные интервалы (селективность);

- чередование закачки пачек «кислота-растворитель»;

- применение сочетаний КК с различной кинетикой реакций (глубинность обработки).

Для проведения кислотной обработки скважины применяют кислотные композиции, содержащие комплекс присадок (спирты-смачиватели, ПАВ, замедлители, деэмульгаторы, нейтрализаторы железа и другие ингредиенты), обеспечивающие совместимость кислотных композиций с нефтями, водами и образцами кернов соответствующих горизонтов.

Присадки обеспечивают хорошее смачивание и совместимость с породой коллектора, исключают образование кольматантов, гудронов, тяжелых смол, эффективно разрушают кислотно-водо-нефтяные эмульсионные образования.

О достижении повышения нефтеотдачи пласта судят следующим образом.

Качественная величина эффекта (положительный или отрицательный) определяется путем сравнения фактических и прогнозных (базовых) величин среднесуточных дебитов и обводненности продукции добывающих скважин в период проведения способа.

Количественная величина эффекта определяется разницей между фактическими и прогнозными значениями среднесуточных дебитов добывающих скважин или по кривым падения (восстановления) дебита. Подсчет эффективности от применения технологии производится на основании электронных баз данных по закачке, добыче и условным координатам скважин.

Технические средства, применяемые при выполнении способа, включают:

- не менее двух насосных агрегатов, имеющих производительность не менее 2,5 дм3/с (2,5 л/с), с диаметром плунжеров не менее 115 мм;

- устьевой электронный манометр для фиксации давления на устье либо автономный регистрирующий манометр в компоновке низа НКТ, размещаемый в зоне перфорации для определения забойного давления в процессе стимуляции;

- расходомер, установленный на нагнетательную линию насосного агрегата

Средства измерения (манометр и расходомер) должны иметь возможность записи, хранения, расшифровки данных о давлении и расходе закачиваемых жидкостей в процессе закачки.

3. Проводят свабирование скважины (после БОПЗ) за один подход (от начала до окончания работ, без перерывов и прерывания).

Отсвабированную жидкость вывозят со скважины на слив в нефтешламовую установку. Откачанная в емкость жидкость транспортируется на установку по нейтрализации кислотосодержащих отходов.

Объем откачанной технологической жидкости после БОПЗ должен составлять не менее 1 объема скважины и 1,5 объема закачанных рабочих технологических жидкостей (кислотосодержащий реагент, продавочная жидкость).

После этого на устье скважины отбирается проба и лабораторно определяется величина pH продукции скважины.

4. При этом pH и обводненность продукции определяют, не дожидаясь полной откачки расчетного объема технологической жидкости, т.к. все параметры откачиваемой жидкости могут быть уже в норме (pH, обводненность и т.д.).

Обводненность продукции определяют лабораторно, для того чтобы убедиться, что пласт после БОПЗ не заводнился.

При величине pH продукции скважины 4 и выше после откачки жидкости никаких антикоррозионных мероприятий не проводится. Только при значении pH выше 4 при или после откачки жидкости процесс очистки перфорационных отверстий в скважине можно завершить.

Существенное влияние на кислотность продукции скважин оказывает ОПЗ добывающих скважин кислотосодержащими реагентами, т.к. при нейтрализации пород соляной кислотой выделяется большое количество углекислого газа, который растворяется в пластовой жидкости и при освоении скважины выводится из скважины с пластовой жидкостью. Поэтому величина pH продукции скважины может доходить до 4, но не ниже, т.к. угольная кислота и сероводород являются слабыми кислотами. При удалении этих растворенных газов из скважинной жидкости среда становится практически нейтральной. В интервале величины pH от 4 до 10 скорость коррозии железа практически не зависит от концентрации водородных ионов, поэтому величина pH пластовой жидкости добывающих скважин в этом интервале является оптимальной и не наблюдается существенное увеличение скорости коррозии металла (в частности, трубопроводов системы нефтесбора). При величине pH менее 4 происходит резкое возрастание скорости коррозии, поэтому необходимо разрабатывать мероприятия по снижению негативных последствий повышенной кислотности продукции скважины. Мониторинг pH продукции скважин для выявления продукции с повышенной кислотностью осуществляется лабораторно.

В зависимости от скорости восстановления pH процесс свабирования может увеличиваться в среднем в 1,5-2 раза.

5. После отбора жидкости, вне зависимости от результатов pH, проводится исследование КВУ (КВД).

На основании результатов исследования скважины на приток строят кривую восстановления уровня (КВУ) и кривую восстановления давления (КВД).

КВУ строят на основании изменяющегося уровня в скважине, а КВД - на основании изменяющегося забойного давления.

Показания давления снимают раз в сутки или более. Для этого спускают геофизический прибор на проволоке, потом его поднимают и данные направляют на ПК для дальнейшего построения графика.

Исследование скважины на приток выполняют до восстановления пластового давления с количеством экспериментальных точек не менее 20-30. Чем больше количество замеров, тем качественнее получаемая информация, на основании которой рассчитывают фильтрационные свойства продуктивного пласта и призабойной зоны скважины для получения информации по добывным возможностям пласта (скважины).

Пластовым давлением считают повтор двух значений забойного давления с отличием не более чем на 5%: для низко- и среднедебитных скважин в течение 2 суток, для высокодебитных (более 50 м3/сут) - в течение 3-4 часов.

С целью повышения достоверности и информативности исследование проводят так, чтобы забойное и пластовое давления исследовались последовательно друг за другом (аналогично проведению КВУ), что позволит:

- повысить качество исследований;

- дополнительно оценить коэффициент продуктивности;

- уточнить расчетные значения дебитов скважин.

Предлагаемый способ позволяет осуществлять контроль за изменением фильтрационных и энергетических свойств пласта; оценивать качество вскрытия продуктивных пластов, эффективность применения методов увеличения нефтеотдачи и стимуляции призабойной зоны скважин; уточнять геологическую модель объекта. С его помощью производится информационное обеспечение геолого-гидродинамических моделей разработки. Проводят интерпретацию КВУ (КВД).

Исследование скважины на приток позволяет определить добывные возможности пласта, по которым устанавливают дебит скважины и сколько она может отдавать максимум при определенных условиях эксплуатации, по ожидаемому дебиту затем подбирают необходимое глубинно-насосное оборудование (ГНО), которое подбирают по добывным возможностям, например, если скважина может отдавать 30 м3 в сутки жидкости, то оборудование подбирают таким образом, чтобы можно было отбирать все 30 м3 за сутки, при условии, чтобы этот режим был оптимальным и не оказался отрицательным (негативным) для фильтрационных и энергетических свойств пласта.

Подбор ГНО производят в соответствии с добывными возможностями скважины: по дебиту скважин производят подбор необходимого ГНО, например, скважина при уровне 600 м отдает 15 м3/сут жидкости, тогда спускают насос, позволяющий при данном уровне производить отбор жидкости в объеме 15 м3/сут.

В скважинах с повышенной кислотностью (по отбираемой жидкости) процесс свабирования может увеличиться в несколько раз относительного планового объема.

Свабирование ведут после БОПЗ, чтобы извлечь из скважины из пласта продукты реакции, очистить пласт.

Проводят свабирование скважины за один подход (от начала до окончания работ, без перерывов и прерывания).

Отсвабированную жидкость вывозят со скважины на слив в нефтешламовую установку.

При первом спуске технологического оборудования на НКТ производят опрессовку колонн НКТ на полуторакратное ожидаемое рабочее давление

Давление опрессовки, ожидаемое от рабочего, допустимого по пласту (его характеристикам) в зависимости от цели ремонта, определяется допустимым давлением на эксплуатационную колонну или допустимым давлением на продуктивный пласт, но не ниже 15 МПа (по опыту проведения ремонтных работ с технологическим оборудованием на скважинах ОАО «Татнефть»).

В процессе ремонта скважины может быть произведена повторная опрессовка колонн насосно-компрессорных труб (НКТ), т.к. в случаях проведения работ с технологическими НКТ возникает риск износа резьбовых соединений.

1. Способ технологической обработки скважины, при котором:
- 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 (ОРК) 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.

2. Способ по п. 1, при котором продукты реакции из пласта откачивают объемом не менее одного объема скважины и полутора объемов закачанной технологической жидкости.

3. Способ по п. 1, при котором при непопадании упомянутого значения рН в диапазон от 4 до 10 применяют нейтрализаторы кислотности до попадания рН в указанный диапазон.

4. Способ по п. 1, при котором откачанные продукты реакции из пласта нейтрализуют щелочным реагентом до значения рН=4 и выше по результатам анализа рН.

5. Способ по п. 1, при котором предварительно проводят отбор и районирование обрабатываемых скважин.

6. Способ по п. 5, при котором отбор и районирование обрабатываемых скважин проводят по местоположению скважин, их кучности, дальности расположения скважин друг относительно друга, по особенности дорог до скважин.

7. Способ по п. 1, при котором глушение скважины при наличии низких пластовых давлений, в продукции которой содержится сероводород, проводят путем закачки нейтрализатора сернистого водорода.

8. Способ по п. 1, при котором пакеры спускают на насосно-компрессорных трубах (НКТ) и устанавливают между пропластками.

9. Способ по п. 8, при котором пакеры содержат резиновые элементы, позволяющие герметично изолировать один пласт от другого.

10. Способ по п. 8, при котором используют в компоновке с пакерами скребок и шаблон, спускаемые совместно.

11. Способ по п. 1, при котором до проведения БОПЗ поднимают глубинно-насосное оборудование (ГНО) и спускают технологическое оборудование на НКТ, а после проведения БОПЗ и свабирования скважины производят подъем НКТ и спуск ГНО.

12. Способ по п. 1, при котором поинтервальную БОПЗ одного или нескольких интервалов проводят за одну спуско-подъемную операцию.

13. Способ по п. 1, при котором при первом спуске оборудования на НКТ производят опрессовку колонн НКТ на полуторакратное ожидаемое рабочее давление.

14. Способ по п. 13, при котором давление опрессовки, ожидаемое от рабочего, допустимого по пласту, определяется допустимым давлением на эксплуатационную колонну или допустимым давлением на продуктивный пласт и составляет не ниже 15 МПа.

15. Способ по п. 1, при котором стимуляцию скважины при закачке в пласт кислотосодержащего реагента проводят со средним удельным расходом 3-5 м3 на метр вскрытой мощности для условно вертикальных скважин и 0,2-0,5 м3 для условно горизонтальных скважин.

16. Способ по п. 1, при котором в состав технологической жидкости входит продавочная жидкость.

17. Способ по п. 1, при котором рН и обводненность продукции определяют независимо от полной откачки расчетного объема технологической жидкости.

18. Способ по п. 1, при котором при отборе необходимого объема технологической жидкости вне зависимости от результатов рН строят кривую восстановления уровня (КВУ) и производят ее исследование перед продолжением освоения скважины.

19. Способ по п. 1, при котором откачанную технологическую жидкость транспортируют на установку по нейтрализации кислотосодержащих отходов либо нейтрализованную жидкость из желобной емкости откачивают в трубопровод системы нефтесбора.

20. Способ по п. 1, при котором дополнительно исследуют скважину на приток, для чего после проведения БОПЗ на основании изменяющегося уровня в скважине строят кривую восстановления уровня (КВУ), а на основании изменяющегося забойного давления строят кривую восстановления давления (КВД).

21. Способ по п. 20, при котором для построения КВД снимают показания давления в скважине раз в сутки или более.

22. Способ по п. 20, при котором исследование скважины на приток выполняют до восстановления пластового давления с количеством экспериментальных точек не менее 20-30.

23. Способ по п. 20, при котором на основании КВУ рассчитывают фильтрационные свойства продуктивного пласта и призабойной зоны скважины.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны горизонтальных стволов скважин, вскрывших карбонатную породу.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны горизонтальных стволов скважин, вскрывших карбонатный коллектор.

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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи неоднородного карбонатного коллектора.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при интенсификации добычи нефти из продуктивных карбонатных пластов. Технический результат - повышение эффективности обработки скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи карбонатного коллектора.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи неоднородного карбонатного коллектора.

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

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.

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.

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.

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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – временное блокирование интервалов пласта с высоким коэффициентом удельной приемистости, эффективное воздействие кислоты на породу, увеличение дебита нефти. Способ селективной обработки продуктивного карбонатного пласта включает определение коэффициента удельной приемистости интервала обработки, циклическую последовательную закачку в него порций вязкотекучего материала - ВТМ, содержащего водный раствор катионного поверхностно-активного вещества, увеличивающего свою вязкость при контакте с пластовой водой и разрушающегося при контакте с нефтью, и кислотных составов на основе соляной кислоты с последующей продавкой нефтью. Перед закачкой ВТМ в каждый интервал обработки закачивается буферная порция пластовой или технической воды в объеме 2-4 м3.. В ВТМ добавляют 10-20% от его объема 22-24%-ного водного раствора соляной кислоты с получением вязкоупругого состава – ВУС. Объем первой порции закачиваемого ВУС определяют в зависимости от величины коэффициента удельной приемистости на основе опытных работ, после чего первую порцию ВУС продавливают в пласт кислотным составом в виде водного раствора соляной кислоты, содержащим вещества, улучшающие фильтрационные характеристики кислотного состава, в объеме 0,5-1,0 м3 на погонный метр интервала обработки для вертикальных скважин или 0,05-0,1 м3 - для горизонтальных скважин. Причем кислотный состав закачивают в виде двух порций, первая из которых закачивается в объеме, достаточном для полного замещения объема насосно-компрессорных труб и межтрубного пространства интервала обработки, после чего скважину оставляют на техническую выдержку, достаточную для структурирования ВУС в интервале обработки. Далее закачивают вторую порцию кислотного состава, а затем вторую порцию ВУС в объеме 40-60% от объема первой порции ВУС, а объем кислотного состава для продавки увеличивают в 2-4 раза от первоначально закачиваемого состава для вертикальных скважин и в 1,1-4 раза - для горизонтальных, после чего кислотный состав продавливают нефтью в объеме насосно-компрессорных труб плюс 3-5 м3. 1 з.п. ф-лы, 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи мощных карбонатных сланцевых нефтяных отложений. Способ разработки карбонатных сланцевых нефтяных отложений включает бурение скважин с горизонтальным окончанием, цементирование в стволах кольцевого пространства между обсадной колонной и коллектором, вторичное вскрытие коллектора с ориентированным направлением перфорационных отверстий в один ряд, проведение многостадийного гидравлического разрыва пласта МГРП, применение пакеров для разделения горизонтальных стволов на участки, отбор продукции из горизонтальных скважин. При этом выбирают карбонатные отложения со средней толщиной H > 50 м и средней абсолютной проницаемостью коллектора менее 2 мД. Отложения разбуривают многозабойными горизонтальными скважинами МЗГС. Каждая МЗГС состоит из двух параллельно расположенных в вертикальной плоскости на расстоянии h = (0,5-0,9)·Н друг от друга горизонтальных стволов, длину каждого горизонтального ствола выполняют равной l ≥ 4·h, в верхнем горизонтальном стволе ряд перфорационных отверстий ориентируют вниз, в нижнем – вверх, на участке вертикального ствола, между верхним и нижним горизонтальными стволами, перфорационные отверстия ориентируют в два ряда – по направлению горизонтальных стволов и в диаметрально противоположном направлении. В горизонтальных стволах проводят кислотный МГРП с расстоянием между ступенями не более 50 м, причем местоположение каждой соответствующей ступени МГРП в верхнем и нижнем стволах не совпадает в структурном плане. В вертикальных стволах проводят кислотный гидроразрыв пласта, скорость и объем закачиваемой кислоты определяют из условий, во-первых, образования структуры растворения карбонатов, представляющей из себя разветвленные полости, во-вторых, высотой a трещин в горизонтальных стволах, причем aдn+aнn = (1,0-1,1)·h, где индекс д относятся к нижнему добывающему стволу, н – к верхнему нагнетательному стволу, n – номер ступени МГРП, в-третьих, высотой трещин aв в вертикальных стволах, причем aв = (0,5-1,0)·h. После гидроразрыва вертикальный и нижний горизонтальный стволы осваивают и пускают в добычу. При каждом снижении дебита нефти МЗГС ниже экономически рентабельного значения в верхнем горизонтальном стволе проводят большеобъемные кислотные обработки. Перед подачей кислоты в верхний ствол закачивают воду c общей минерализацией не более 1 г/л и частицами, устойчивыми к воздействию применяемых кислот, с диаметрами, превышающими средний диаметр поровых каналов породы. Воду с частицами закачивают до тех пор, пока давление закачки не вырастет как минимум в пять раз. Для закачки кислоты в верхний ствол и отбора продукции из вертикального и нижнего стволов применяют оборудование для одновременно-раздельной добычи и закачки с установкой пакера ниже зарезки верхнего горизонтального ствола, таким образом, сланцевые отложения разрабатывают в режиме кислотно-гравитационного дренирования КГД. 1 ил., 2 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено при разработке мощных сланцевых карбонатных нефтяных залежей. Способ включает бурение горизонтальных скважин, цементирование в горизонтальном стволе кольцевого пространства между обсадной колонной и коллектором, вторичное вскрытие залежи с ориентированным направлением перфорационных отверстий, проведение МГРП, применение пакеров для разделения горизонтальных стволов на участки, отбор продукции из горизонтальных скважин. Согласно изобретению выбирают залежь со средней толщиной нефтенасыщенного коллектора H > 50 м и средней абсолютной проницаемостью менее 2 мД, залежь разбуривают горизонтальными скважинами с параллельным расположением горизонтальных стволов, причем горизонтальные стволы нагнетательных скважин размещают над горизонтальными стволами добывающих скважин на расстоянии по вертикали h = (0,5-0,9)·Н, по горизонтали s = (1,0-4,0)·Н. Длину каждого горизонтального ствола выполняют равной l ≥ 4·h. В нагнетательных скважинах вдоль по горизонтальному стволу перфорируют нижнюю половину окружности эксплуатационной колонны и цементного камня, а в добывающих – верхнюю. Во всех скважинах проводят кислотный МГРП с расстоянием между ступенями не более 50 м. Причем местоположение каждой соответствующей ступени МГРП в добывающей и нагнетательной скважинах не совпадает в структурном плане. Скорость и объем закачиваемой кислоты определяют из условий, во-первых, образования структуры растворения карбонатов, представляющей из себя разветвленные полости, во-вторых, полудлиной трещин a = (0,8-2,0)·s и высотой трещин с = (0,5-1,0)·h. После МГРП добывающие скважины осваивают и пускают в добычу. При каждом снижении дебита нефти добывающих скважин ниже экономически рентабельного значения в соответствующих нагнетательных скважинах проводят большеобъемные кислотные обработки, причем перед подачей кислоты в нагнетательную скважину закачивают воду c общей минерализацией не более 1 г/л и частицами, устойчивыми к воздействию применяемых кислот, с диаметрами, превышающими средний диаметр поровых каналов коллектора, воду с частицами закачивают до тех пор, пока давление закачки не вырастет как минимум в пять раз. Таким образом залежь сланцевой нефти разрабатывают в режиме кислотно-гравитационного дренирования – КГД. Технический результат заключается в повышении нефтеотдачи мощных сланцевых карбонатных нефтяных залежей. 2 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи нефтематеринских карбонатных коллекторов. Способ разработки нефтематеринских карбонатных коллекторов включает бурение, освоение и отбор продукции из скважин, определение приемистости скважин. Выбирают нефтематеринский карбонатный коллектор со средней абсолютной проницаемостью менее 2 мД. Все скважины выполняют добывающими с горизонтальным окончанием. В горизонтальных стволах проводят многостадийный гидроразрыв пласта, после достижения условия на одной из скважин qж < 0,3·qж0 при Pз < 0,3·Рпл0, где qж – текущий дебит жидкости скважины, qж0 – начальный дебит жидкости после пуска скважины в добычу перед соответствующим циклом отбора - закачки, Pз – текущее забойное давление, Рпл0 – начальное пластовое давление, данную скважину переводят под закачку рабочего агента с постепенным увеличением расхода от 0 до qзакmax, где qзакmax – максимальный расход смеси при давлении закачки Pзак = (0,5-1,0)·Pгорн, где Pгорн – вертикальное горное давление. В качестве рабочего агента используют смесь кислоты с первоначальной концентрацией 15-24%, поверхностно-активных веществ – ПАВ с концентрацией 0,2-1,0% и воды с общей минерализацией не более 1,5 г/л – остальное. Во время закачки концентрацию кислоты постепенно снижают до нуля. Соотношение данных компонентов типа ПАВ, кислоты и скорости снижения концентрации кислоты определяют исходя из лабораторных экспериментов по подбору состава, показавших наибольший коэффициент вытеснения нефти на кернах. При достижении qзакmax закачку прекращают и скважину останавливают на перераспределение давления в коллекторе на 10-100 сут, после чего скважину пускают в добычу, циклы закачки и отбора повторяют. Аналогичные операции проводят на всех скважинах нефтематеринского карбонатного коллектора. 3 пр.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам освоения нефтедобывающих скважин и устройству для осуществления этих способов. Технический результат - уменьшение коррозии внутрискважинного оборудования, сокращение сроков освоения скважины, энергетических и трудозатрат на транспортировку, переработку и утилизацию кислоты. Способ освоения нефтедобывающей скважины включает этапы: кислотной обработки призабойной зоны скважины, на котором закачивают кислотный раствор в призабойную зону, выжидают период времени реагирования кислотного раствора с породой призабойной зоны; перевода скважины в режим эксплуатации, на котором спускают хвостовик в призабойную зону, причем хвостовик загружен гранулами металлического магния, спускают насосное оборудование в скважину, переводят насосное оборудование в режим эксплуатации, отбирают текучую среду из скважины, причем текучая среда, отбираемая из скважины посредством насосного оборудования, при прохождении через хвостовик приводится в контакт с гранулами металлического магния, загруженного в хвостовик, направляют откачиваемую текучую среду на выкидную линию. Устройство для нейтрализации кислоты содержит хвостовик, соединенный с колонной насосно-компрессроных труб (НКТ), при этом хвостовик имеет корпус, внутреннюю полость, в которую загружаются гранулы металлического магния, и отверстия для отбора текучей среды, выполненные в корпусе хвостовика, при этом полость хвостовика имеет сообщение с отверстием колонны НКТ. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 2 ил.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - сокращение сроков освоения скважины, энергетических и трудозатрат на транспортировку, переработку и утилизацию используемой в способе кислоты, уменьшение коррозии внутрискважинного оборудования. Способ освоения нефтедобывающей скважины включает этапы: кислотной обработки призабойной зоны скважины, на котором закачивают кислотный раствор в призабойную зону, выжидают период времени реагирования кислотного раствора с породой призабойной зоны; свабирования, на котором спускают хвостовик в призабойную зону, причем хвостовик загружен гранулами металлического магния, спускают сваб в скважину, отбирают текучую среду из скважины, причем текучая среда, отбираемая из скважины посредством свабирования, при прохождении через хвостовик приводится в контакт с гранулами металлического магния, загруженного в хвостовик. Устройство для нейтрализации кислоты содержит хвостовик, соединенный с колонной насосно-компрессорных труб НКТ или представляющий собой часть колонны НКТ, при этом хвостовик имеет корпус, внутреннюю полость, в которую загружаются гранулы металлического магния, и отверстия для отбора текучей среды, выполненные в корпусе хвостовика, при этом полость хвостовика имеет сообщение с отверстием колонны НКТ, причем указанные отверстия имеют прямоугольную, круглую, трапециевидную форму или их комбинации. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при кислотной обработке карбонатных нефтяных коллекторов с водонефтяным контактом в скважинах с открытым горизонтальным стволом. Технический результат - повышение технологической эффективности кислотной обработки. По способу скважину выполняют или подбирают с открытым стволом в продуктивном карбонатном коллекторе. Выбирают в ней участки для обработки длиной не менее 2 м. Проводят кислотную обработку. Для этого спускают гибкую безмуфтовую трубу с установленными на конце трубы сдвоенными пакерами и расположенной между ними гидромониторной насадкой. После спуска данных труб с пакерами и гидромониторной насадкой в соответствующий участок пакеры запакеровывают. Закачивают через гибкую безмуфтовую трубу и гидромониторную насадку раствор поверхностно-активного вещества в заданном объеме. Проводят технологическую выдержку. Затем закачивают гель, который подбирают из условия невозможности его прокачки в коллектор при давлении, при котором затем будут закачивать кислоту, а также способного к загущению через некоторое время после его закачки в открытый ствол скважины. Проводят технологическую выдержку в течение времени, требуемого для оседания геля в нижнюю часть ствола и его загущения. Затем закачивают кислоту под давлением. Проводят технологическую выдержку для реакции раствора кислоты с коллектором. Затем в скважину закачивают растворитель геля в объеме не менее объема закачанного геля. Горизонтальный ствол скважины промывают, пакеры распакеровывают и поднимают из скважины гибкую безмуфтовую трубу с гидромониторной насадкой и пакерами. 1 ил., 1 пр.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2016-10-20 2016-10-20T10:08:48
Наверх