Способ разработки сланцевых карбонатных нефтяных коллекторов

Авторы патента:

E21B43/27 - с использованием разъедающих веществ, например кислот

Владельцы патента RU 2616052:

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

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи мощных сланцевых карбонатных нефтяных коллекторов. Способ разработки сланцевых карбонатных нефтяных коллекторов включает бурение горизонтальных скважин, цементирование в горизонтальном стволе 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 карбонатный коллектор со средней толщиной H > 50 м и средней абсолютной проницаемостью менее 2 мД, бурят пару горизонтальных скважин параллельно друг другу в вертикальной плоскости. Горизонтальный ствол нагнетательной скважины размещают над горизонтальным стволом добывающей скважины на расстоянии h = (0,5-0,9)·Н, длину каждого горизонтального ствола выполняют равной l ≥ 4·h. В верхней нагнетательной скважине ряд перфорационных отверстий ориентируют вниз, а в нижней добывающей – вверх, в обеих скважинах проводят кислотный МГРП с расстоянием между ступенями не более 50 м, причем местоположение каждой соответствующей ступени МГРП в добывающей и нагнетательной скважинах 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, высотой a трещин, причем a^д_n+a^н_n=(1,0-1,1)·h, где индексы д и н относятся к добывающей и нагнетательной скважинам соответственно, n – номер ступени МГРП. После МГРП добывающую скважину осваивают и пускают в добычу, при каждом снижении дебита нефти добывающей скважины ниже экономически рентабельного значения в нагнетательной скважине проводят большеобъемные кислотные обработки, причем перед подачей кислоты в нагнетательную скважину закачивают воду c общей минерализацией не более 1 г/л и взвешенными 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 коллектор сланцевой нефти разрабатывают в режиме кислотно-гравитационного дренирования КГД. 1 ил., 2 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке мощных сланцевых карбонатных нефтяных коллекторов многостадийным гидравлическим разрывом пласта (МГРП) в режиме кислотно-гравитационного дренирования (КГД).

Известен способ гидроразрыва пласта в горизонтальном стволе скважины, включающий бурение скважины, цементирование горизонтального ствола скважины, перфорацию и формирование трещин с помощью гидроразрыва пласта в горизонтальной стволе скважины последовательно, начиная с конца, дальнего от оси вертикального ствола скважины, сообщающие горизонтальный ствол скважины с продуктивным пластом, при этом при проведении очередного гидравлического разрыва каждый перфорированный участок, через который производят гидроразрыв пласта, изолируют от остальной части колонны пакерами. Согласно изобретению, бурение горизонтального ствола скважины осуществляют в нефтенасыщенной части продуктивного пласта с цементированием кольцевого пространства между обсадной колонной и горной породой горизонтального ствола скважины, а перфорацию, азимутально сориентированную интервалами, производят с помощью гидромеханического щелевого перфоратора за одну спускоподъемную операцию, после чего спускают пакеры, отсекая каждый интервал, равный длине сформировавшейся щели, от остальной части колонны, а гидроразрыв пласта в горизонтальной части ствола скважины производят последовательно, начиная с дальнего от оси вертикального ствола скважины перфорированного участка горизонтального ствола скважины, причем гидромеханическую щелевую перфорацию выполняют двухстороннюю по формированию щелей, которые расположены относительно друг друга на 180° в вертикальной плоскости напротив друг друга, относительно оси горизонтального ствола скважины в одном интервале, либо выполняют одностороннюю гидромеханическую щелевую перфорацию с поворотом на 180° в вертикальной плоскости относительно оси горизонтального ствола скважины, поочередно через каждый последующий интервал - в шахматном порядке, равный длине сформированной щели, либо при малой толщине продуктивного пласта и при наличии активной подошвенной воды производят одностороннюю гидромеханическую щелевую перфорацию в направлении кровли пласта. Дополнительно проводят водоизоляционные работы на каждом из интервалов в отдельности через трещину разрыва (патент РФ №2401942, кл. Е21В 43/26, опубл. 20.10 2010).

Недостатком известного способа является неконтролируемое развитие трещины в высоту, что при последующей эксплуатации скважины приводит к ее быстрому обводнению. Разработка коллекторов таким способом характеризуется невысокой нефтеотдачей.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ поинтервального гидравлического разрыва карбонатного пласта в горизонтальном стволе скважины с подошвенной водой, включающий бурение горизонтального ствола скважины в продуктивном пласте с цементированием кольцевого пространства между обсадной колонной и горной породой, 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. В известном способе горизонтальный ствол скважины в продуктивном пласте бурят параллельно направлению максимального напряжения горных пород, затем в горизонтальный ствол скважины на колонне гибких труб - ГТ спускают перфоратор и выполняют перфорационные отверстия в горизонтальном стволе скважины в один ряд, извлекают колонну ГТ с перфоратором из скважины, демонтируют перфоратор, после чего оснащают снизу колонну ГТ надувным пакером, спускают колонну ГТ до забоя осевым перемещением колонны ГТ от устья к забою на расстояние 50 м со скоростью 0,5 м/мин и одновременной закачкой вязкого геля с плотностью, большей плотности воды, в объеме, обеспечивающем заполнение кислотным вязкоупругим составом нижней части сечения горизонтального ствола скважины на 2/3 диаметра горизонтального ствола, сажают надувной пакер, производят ГРП закачкой загущенного кислотного состава с последующим заполнением гелированной жидкостью с деструктором перфорационных отверстий и верхней части сечения горизонтального ствола скважины на 1/3 диаметра горизонтального ствола, производят распакеровку надувного пакера, далее производят ГРП в оставшейся части горизонтального ствола, для этого вышеописанные операции повторяют, начиная с осевого перемещения колонны ГТ от устья к забою до заполнения обработанного интервала гелированной жидкостью с деструктором, по окончании выполнения поинтервального ГРП производят освоение скважины свабированием, при этом вязкоупругий гель разжижается при контакте с пластовыми флюидами и деблокирует дренируемые участки горизонтального ствола скважины и извлекается из скважины (патент РФ №2558058, кл. Е21В 43/27, опубл. 27.07.2015 - прототип).

Известный способ позволяет управлять направлением роста трещины, однако не учитывает расположения соседних скважин, которые могут привести к отрицательному эффекту от гидроразрыва. Также не учитывается энергетическое состояние при разработке коллектора данным способом. Гидроразрыв приводит к резкому повышению дебитов, но снижает конечную нефтеотдачу.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи мощных сланцевых карбонатных нефтяных коллекторов.

Задача решается тем, что в способе разработки сланцевых карбонатных нефтяных коллекторов, включающем бурение горизонтальных скважин, цементирование в горизонтальном стволе 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, согласно изобретению, выбирают карбонатный коллектор со средней толщиной H > 50 м и средней абсолютной проницаемостью менее 2 мД, бурят пару горизонтальных скважин параллельно друг другу в вертикальной плоскости, причем горизонтальный ствол нагнетательной скважины размещают над горизонтальным стволом добывающей скважины на расстоянии h = (0,5-0,9)·Н, длину каждого горизонтального ствола выполняют равной l ≥ 4·h, в верхней нагнетательной скважине ряд перфорационных отверстий ориентируют вниз, а в нижней добывающей – вверх, в обеих скважинах проводят кислотный МГРП с расстоянием между ступенями не более 50 м, причем местоположение каждой соответствующей ступени МГРП в добывающей и нагнетательной скважинах 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, высотой a трещин, причем a^д_n+a^н_n=(1,0-1,1)·h, где индексы д и н относятся к добывающей и нагнетательной скважинам соответственно, n – номер ступени МГРП, после МГРП добывающую скважину осваивают и пускают в добычу, при каждом снижении дебита нефти добывающей скважины ниже экономически рентабельного значения, в нагнетательной скважине проводят большеобъемные кислотные обработки, причем перед подачей кислоты в нагнетательную скважину закачивают воду c общей минерализацией не более 1 г/л и взвешенными частицами, устойчивыми к воздействию применяемых кислот, с диметрами, превышающими средний диаметр поровых каналов коллектора, воду с частицами закачивают до тех пор, пока давление закачки не вырастит как минимум в пять раз, таким образом, коллектор сланцевой нефти разрабатывают в режиме кислотно-гравитационного дренирования – КГД.

Сущность изобретения

Под сланцевыми здесь понимаются неоднородные слабопроницаемые коллекторы с проницаемостью, варьирующейся в пределах от нескольких единиц до нескольких сотен мкД (10^-6 мкм²). Небольшие прослои коллектора также могут составлять несколько единиц мД (10^-3 мкм²). Примером таких коллекторов могут служить доманиковые отложения на территории Республики Татарстан.

На нефтеотдачу мощных сланцевых карбонатных нефтяных коллекторов существенное влияние оказывает эффективность создаваемой системы разработки. Основным объектом воздействия для повышения нефтеотдачи является скелет породы – повышение его проницаемости. Для этого широкое применение нашли технологии гидроразрыва пласта (ГРП), для карбонатных коллекторов – кислотные гидроразрывы пласта. Однако гидроразрыв в таких коллекторах приводит к кратковременному эффекту ввиду достаточно быстрого падения пластового давления. При этом ввиду преимущественной гидрофобности коллектора и низкой его проницаемости закачать в нее пластовую или сточную воду для целей поддержания пластового давления достаточно сложно. Увеличение давления нагнетания приводит лишь к авто-ГРП. Таким образом, существующие технические решения не в полной мере позволяют эффективно разрабатывать указанные коллекторы. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи мощных сланцевых карбонатных нефтяных коллекторов. Задача решается следующим образом.

На фиг. 1 представлено схематическое изображение вертикального разреза участка коллектора с профилем горизонтальных скважин. Обозначения: 1 – участок нефтенасыщенного сланцевого коллектора, 2 – горизонтальная нагнетательная скважина, 3 – горизонтальная добывающая скважина, 4 – перфорационные отверстия нагнетательной скважины 2, 5 – перфорационные отверстия добывающей скважины 3, 6 – колонны труб, 7 – фильтры, 8 – пакера в горизонтальных стволах между ступенями МГРП, 9 – пакер в месте соединения колонны труб 6 с фильтром 7, H – средняя толщина коллектора, h – расстояние между горизонтальными стволами скважин 2 и 3 в вертикальной плоскости, l – длина горизонтальных стволов скважин 2 и 3, b – расстояние между ступенями МГРП, w – трещина n-й ступени МГРП, a^д_n – высота трещины w добывающей скважины n-й ступени МГРП, a^н_n– высота трещины w нагнетательной скважины n-й ступени МГРП.

Способ реализуют следующим образом.

На участке 1 сланцевого нефтяного карбонатного коллектора, средняя абсолютная проницаемость которого составляет менее 2 мД, а средняя толщина коллектора H превышает 50 метров, бурят пару горизонтальных скважин 2 и 3 (фиг. 1). Горизонтальные стволы скважин 2 и 3 размещают параллельно друг другу в вертикальной плоскости, причем горизонтальный ствол нагнетательной скважины 2 проводят над горизонтальным стволом добывающей скважины 3 на расстоянии h = (0,5-0,9)·Н. Направление горизонтальных стволов относительно векторов максимальных напряжений коллектора выбирают из соображений максимального охвата последующего МГРП. Длину каждого горизонтального ствола скважин 2 и 3 выполняют равной l ≥ 4·h.

Далее скважины 2 и 3 обсаживают, цементируют кольцевое пространство между обсадной колонной и коллектором. Горизонтальные стволы вторично вскрывают с ориентированным направлением перфорационных отверстий в один ряд. Причем в верхней нагнетательной скважине 2 ряд перфорационных отверстий 4 ориентируют вниз, а в нижней добывающей 3 ряд перфорационных отверстий 5 ориентируют соответственно вверх. Это позволяет исключить развитие трещин выше и ниже продуктивной толщины коллектора. Для проведения данных операций применяют перфораторы, спускаемые в горизонтальные стволы на колоннах гибких труб.

В обеих скважинах 2 и 3 проводят кислотный МГРП по любой из известных технологий от «носка» горизонтального ствола к его «пятке». Расстояние b между ступенями устанавливают не более 50 м. Местоположение каждой ступени МГРП определяют таким образом, чтобы каждая соответствующая ступени МГРП в добывающей 3 и нагнетательной 2 скважинах совпадали в структурном плане. Скорость и объем закачиваемой кислоты определяют из условий:

- образования структуры растворения карбонатов, представляющей из себя разветвленные полости,

- высотой a трещин, причем a^д_n+a^н_n=(1,0-1,1)·h, (1)

где индексы д и н относятся к добывающей и нагнетательной скважинам соответственно,

n – номер ступени МГРП.

В результате кислотного МГРП получают систему разветвленных трещин w_n.

Согласно постановлению Правительства РФ № 700-Р, при значениях проницаемости 2 мД и менее, коллекторы относятся к категории трудноизвлекаемых запасов и для них действуют пониженные ставки налога на добычу полезных ископаемых (НДПИ), что позволяет проводить мероприятия по бурению горизонтальных скважин с проведением МГРП эффективно с точки зрения экономики. Согласно расчетам, при толщине коллектора H менее 50 м, предлагаемый способ КГД значительно снижает нефтеотдачу ввиду уменьшения охвата коллектора. Расстояние h между горизонтальными стволами определено из условий максимального охвата трещинами МГРП с учетом последующей эффективной разработки: при величине h < 0,5·Н, участки коллектора выше нагнетательной скважины и ниже добывающей не охвачены воздействием, а при h > 0,9·Н, появляется большой риск вскрытия зон не коллектора. Все это приводит к снижению нефтеотдачи. Аналогично с целью достижения большего охвата определено значение длин l горизонтальных стволов. Сланцевые коллектора характеризуются высокой зональной неоднородностью. Согласно расчетам, при l < 4·h, ввиду вскрытия значительного количества зон не коллектора, эффективная длина скважины сильно снижается, что приводит к низкому охвату и невысокой нефтеотдаче.

Согласно исследованиям, для коллекторов с проницаемостью менее 2 мД, при расстоянии между ступенями МГРП более 50 м, охват пласта значительно снижается, что также уменьшает нефтеотдачу. Структура трещин кислотного МГРП, представляющей из себя разветвленные полости, наиболее подходит для слабопроницаемых карбонатных коллекторов и характеризуется максимальным охватом. Высота трещин a^д_n и a^н_nсоответствующих ступеней МГРП, согласно расчетам, должна покрывать расстояние h между скважинами. Однако при a^д_n+a^н_n>1,1·h нефтеотдача начинает снижаться ввиду образования протяженных высокопроницаемых каналов между добывающей и нагнетательно скважинами.

После МГРП в скважины 2 и 3 спускают колонны труб 6 с фильтрами 7 в горизонтальных стволах и установленными на фильтрах 7 пакерами 8 для герметизации пространства между эксплуатационной колонной и фильтром 7. Причем пакера 8 устанавливают в точках горизонтальных стволов между ступенями МГРП. В месте соединения колонны труб 6 с фильтром 7 также устанавливают пакер 9 для герметизации межтрубного пространства. Таким образом, горизонтальные столы разделяют на участки с возможностью отключения определенных участков ствола пакерами 8.

Далее добывающую скважину 3 промывают, осваивают и пускают в добычу. При каждом снижении дебита нефти добывающей скважины 3 ниже экономически рентабельного значения, в нагнетательной скважине 2 проводят большеобъемные кислотные обработки. Перед подачей кислоты закачивают воду c общей минерализацией не более 1 г/л и взвешенными частицами, устойчивыми к воздействию применяемых кислот. Диметр добавляемых в воду частиц подбирают с превышением среднего диаметра поровых каналов коллектора. Воду с частицами закачивают до тех пор, пока давление закачки не вырастит как минимум в пять раз, т.к. при меньшем значении, согласно исследованиям, блокировка трещин частицами недостаточна.

Добавление твердых взвешенных частиц в закачиваемую воду с диаметром частиц, большим, чем средний диаметр поровых каналов коллектора, приводит к тому, что поверхность как естественных, так и трещин МГРП покрывается частицами. В результате трещины кольматируются, соответственно закачиваемая в последствии кислота не позволяет ей уходить в ту же самую трещину, развивая ее, а образует новую. Закачиваемые частицы, во избежание растворения кислотой, должны быть устойчивыми к ее воздействию (например, пелитовая фракция кварцевого песка). При этом закачка частиц в низкоминерализованной воде (c общей минерализацией не более 1 г/л), согласно исследованиям, позволяет постепенно гидрофилизировать преимущественно гидрофобный карбонатный коллектор. В результате повышается пропитка коллектора и закачиваемая вода через трещины уходит в матрицу или более мелкие трещины коллектора, оставляя на поверхности трещин МГРП частицы. При закачке пластовой воды (высокоминерализованной) данный процесс не происходит, соответственно закачиваемая вода приводит к росту существующих трещин МГРП, что значительно снижает нефтеотдачу.

Таким образом, коллектор сланцевой нефти разрабатывают в режиме кислотно-гравитационного дренирования – КГД.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки коллектора.

Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи мощных сланцевых карбонатных нефтяных коллекторов.

Примеры конкретного выполнения способа.

Пример 1. На участке 1 сланцевого нефтяного карбонатного коллектора, средняя абсолютная проницаемость которого составляет 2 мД, а средняя толщина H = 50 м, бурят пару горизонтальных скважин 2 и 3 (фиг. 1). Горизонтальные стволы скважин 2 и 3 размещают параллельно друг другу в вертикальной плоскости, причем горизонтальный ствол нагнетательной скважины 2 проводят над горизонтальным стволом добывающей скважины 3 на расстоянии h = 0,5·Н = 0,5·50 = 25 м. Направление горизонтальных стволов устанавливают перпендикулярно векторам максимальных напряжений для того, чтобы трещины последующего МГРП оказались перпендикулярны стволам и обеспечивали максимальный охват. Длину каждого горизонтального ствола скважин 2 и 3 выполняют равной l = 4·h = 4·25 = 100 м.

Далее скважины 2 и 3 обсаживают, цементируют кольцевое пространство между обсадной колонной и коллектором. Горизонтальные стволы вторично вскрывают с ориентированным направлением перфорационных отверстий в один ряд. Причем в верхней нагнетательной скважине 2 ряд перфорационных отверстий 4 ориентируют вниз, а в нижней добывающей 3 ряд перфорационных отверстий 5 ориентируют соответственно вверх. Для проведения данных операций применяют перфораторы, спускаемые в горизонтальные стволы на колоннах гибких труб. В качестве перфоратора применяют перфорационную систему ПК114КЛ ORION (ЗАО «Взрывгеосервис», Республика Башкортостан, г. Нефтекамск, ул. Магистральная, 19).

В обеих скважинах 2 и 3 проектируют кислотный МГРП по технологии со сдвоенными пакерами, спускаемыми на гибких трубах, с проведением разрывов от «носка» горизонтального ствола к его «пятке». Расстояние b между ступенями МГРП определяют расчетами оптимального охвата на гидродинамической модели, b=25 м. Местоположение каждой ступени МГРП определяют таким образом, чтобы каждая соответствующая ступень МГРП в добывающей 3 и нагнетательной 2 скважинах совпадали в структурном плане. Таким образом, получают четыре ступени МГРП.

Лабораторными исследованиями определяют оптимальное давление (скорость) закачки кислоты для образования разветвленных полостей. В качестве кислоты используют 22%-ную соляную кислоту. Моделированием определяют a^д_n= 10 м, a^н_n= 15 м, т.е. a^д_n+a^н_n= 1,0·h = 25 м.

Далее осуществляют кислотный МГРП, в результате которого получают систему разветвленных трещин w_n.

После МГРП в скважины 2 и 3 спускают колонны труб 6 с фильтрами 7 в горизонтальных стволах и установленными на фильтрах 7 пакерами 8 для герметизации пространства между эксплуатационной колонной и фильтром 7. Причем пакера 8 устанавливают в точках горизонтальных стволов между ступенями МГРП. В месте соединения колонны труб 6 с фильтром 7 также устанавливают механический пакер 9 для герметизации межтрубного пространства. Таким образом, горизонтальные столы разделяют на участки с возможностью отключения определенных участков ствола пакерами 8.

Далее добывающую скважину 3 промывают, осваивают и пускают в добычу. При снижении через полгода дебита нефти добывающей скважины 3 до 0,5 т/сут, т.е. ниже экономически рентабельного значения, в нагнетательной скважине 2 проводят большеобъемную кислотную обработку. Перед подачей кислоты закачивают воду c общей минерализацией 1 г/л и взвешенными частицами, устойчивыми к воздействию применяемых кислот – перлитовую фракцию кварцевого песка. Диметр добавляемых в воду частиц подбирают с превышением среднего диаметра поровых каналов коллектора. Воду с частицами закачивают до тех пор, пока давление закачки не вырастит в пять раз.

Операции по повторной большеобъемной кислотной обработке повторяют еще 8 раз в течение всего периода разработки участка 1.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Средняя толщина коллектора H = 333 м, горизонтальные стволы скважин 2 и 3 размещают на расстоянии h = 0,9·Н = 0,9·333 = 300 м. Длину каждого горизонтального ствола скважин 2 и 3 выполняют равной l = 4·h = 4·300 = 1200 м. Расстояние между ступенями МГРП b=50 м. Таким образом, получают 24 ступени МГРП. Моделированием определяют a^д_n= 130 м, a^н_n= 200 м, т.е. a^д_n+a^н_n= 1,1·h = 1,1·300 = 330 м.

В результате разработки, которую ограничили снижением дебита нефти менее 0,5 т/сут при невозможности его увеличения закачкой кислоты в нагнетательную скважину 2, было добыто 46,0 тыс.т нефти, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) составил 0,246 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 27,7 тыс.т нефти, КИН составил 0,148 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу – 0,098 д.ед.

Предлагаемый способ позволяет повысить охват и коэффициент нефтеизвлечения мощных сланцевых карбонатных коллекторов за счет применения кислотного МГРП и последующего КГД.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи мощных сланцевых карбонатных нефтяных коллекторов.

Способ разработки сланцевых карбонатных нефтяных коллекторов, включающий бурение горизонтальных скважин, цементирование в горизонтальном стволе 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, отличающийся тем, что выбирают карбонатный коллектор со средней толщиной H > 50 м и средней абсолютной проницаемостью менее 2 мД, бурят пару горизонтальных скважин параллельно друг другу в вертикальной плоскости, причем горизонтальный ствол нагнетательной скважины размещают над горизонтальным стволом добывающей скважины на расстоянии h = (0,5-0,9)·Н, длину каждого горизонтального ствола выполняют равной l ≥ 4·h, в верхней нагнетательной скважине ряд перфорационных отверстий ориентируют вниз, а в нижней добывающей – вверх, в обеих скважинах проводят кислотный МГРП с расстоянием между ступенями не более 50 м, причем местоположение каждой соответствующей ступени МГРП в добывающей и нагнетательной скважинах 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, высотой a трещин, причем a^д_n+a^н_n=(1,0-1,1)·h, где индексы д и н относятся к добывающей и нагнетательной скважинам соответственно, n – номер ступени МГРП, после МГРП добывающую скважину осваивают и пускают в добычу, при каждом снижении дебита нефти добывающей скважины ниже экономически рентабельного значения в нагнетательной скважине проводят большеобъемные кислотные обработки, причем перед подачей кислоты в нагнетательную скважину закачивают воду c общей минерализацией не более 1 г/л и взвешенными 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, коллектор сланцевой нефти разрабатывают в режиме кислотно-гравитационного дренирования КГД.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено при разработке мощных плотных карбонатных нефтяных коллекторов с применением многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП).

Способ обработки карбонатного нефтяного коллектора // 2614840

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при кислотной обработке карбонатных нефтяных коллекторов с водонефтяным контактом в скважинах с открытым горизонтальным стволом.

Способ освоения нефтедобывающей скважины и устройство для его осуществления // 2614832

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 и устройство для его осуществления // 2614139

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам освоения нефтедобывающих скважин и устройству для осуществления этих способов.

Способ разработки нефтематеринских карбонатных коллекторов // 2612062

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи нефтематеринских карбонатных коллекторов.

Способ разработки сланцевых карбонатных нефтяных залежей // 2612061

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.

Способ разработки карбонатных сланцевых нефтяных отложений // 2612060

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи мощных карбонатных сланцевых нефтяных отложений.

Способ селективной обработки продуктивного карбонатного пласта // 2610967

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – временное блокирование интервалов пласта с высоким коэффициентом удельной приемистости, эффективное воздействие кислоты на породу, увеличение дебита нефти.

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.

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.

Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта терригенного коллектора с повышенной карбонатностью // 2616923

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для кислотной обработки призабойной зоны терригенного пласта с повышенной карбонатностью. Состав включает 36%-ную соляную кислоту, ингибитор коррозии ИКУ-118, пресную воду, 86,5%-ную муравьиную кислоту, динатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты, бифторид аммония, эриторбат натрия, гидрофобизатор ГФ-15МПС. Технический результат заключается в получении кислотного состава, обладающего высокой растворяющей способностью карбонатной составляющей продуктивного пласта, пониженным межфазным натяжением на границе керосин/кислотный состав, низкой скоростью коррозии и не образующего нерастворимых осадков при высоких пластовых температурах. 3 табл., 4 пр.

Способ поинтервальной обработки продуктивного пласта в открытом горизонтальном стволе скважины // 2618249

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение продуктивности призабойной зоны, повышение надежности способа обработки, исключение разрушающего действия кислоты на уплотняющие элементы пакеров. В способе поинтервальной обработки продуктивного пласта в открытом горизонтальном стволе скважины определяют диаметры открытого горизонтального ствола скважины на границах каждого выявленного интервала с пониженной проницаемостью, собирают трубную компоновку, состоящую из заглушки, первого гидравлического пакера, первого патрубка с перфорированными отверстиями, импульсного пульсатора жидкости, разрушаемого клапана, второго патрубка с перфорированными отверстиями и внутренней кольцевой выборкой, второго гидравлического пакера, причем перфорированные отверстия второго патрубка перекрыты изнутри полой втулкой, зафиксированной срезным элементом. Затем спускают трубную компоновку на нижнем конце колонны труб в первый от забоя интервал с пониженной проницаемостью так, чтобы гидравлические пакеры трубной компоновки с обеих сторон открытого горизонтального ствола скважины перекрывали первый интервал с пониженной проницаемостью, закачивают по колонне труб технологическую жидкость и последовательно производят сначала одновременную посадку двух гидравлических пакеров, а затем срезают разрушаемый клапан, производят импульсную закачку соляной кислоты 15%-ной концентрации через перфорированные отверстия первого патрубка в первый интервал с пониженной проницаемостью. Затем на устье скважины в колонну труб устанавливают продавочную пробку и производят ее продавку под действием давления технологической жидкости в колонне труб, при этом продавочная пробка перемещается по колонне труб, садится на полую втулку, разрушает срезной элемент и перемещает полую втулку до упора во внутреннюю кольцевую выборку, при этом полая втулка фиксируется во втором перфорированном патрубке, производят выдержку скважины на реакцию, по окончании которой удаляют продукты реакции свабированием по колонне труб. После в форсированном режиме производят закачку обратной нефтекислотной эмульсии по колонне труб через перфорированные отверстия второго патрубка в первый интервал с пониженной проницаемостью, после чего производят выдержку скважины на реакцию, по окончании которой производят натяжение колонны труб вверх и распакеровывают оба гидравлических пакера трубной компоновки, производят прямую промывку и удаляют продукты реакции из первого интервала с пониженной проницаемостью, после чего извлекают колонну труб с трубной компоновкой из скважины. Для поинтервальной обработки оставшихся интервалов с пониженной проницаемостью каждый раз повторяют вышеописанные технологические операции, начиная с монтажа трубной компоновки и извлечением колонны труб с трубной компоновкой из скважины. 4 ил.

Специальная жидкость для обработки карбонатных пластов, содержащая хелатообразующий агент // 2618789

Группа изобретений относится к обработке карбонатных пластов. Технический результат – эффективная обработка карбонатных пластов за счет длительной активности жидкостей обработки и действия их на глубине пласта, уменьшение необходимых количеств добавок в жидкостях обработки. Жидкость, подходящая для обработки карбонатных пластов, содержит глутаминовую N,N-диуксусную кислоту или ее соль (GLDA), ингибитор коррозии и катионное поверхностно-активное вещество. Указанная жидкость является кислой. Количество GLDA составляет от 5 до 30 мас.% в расчете на полную массу жидкости. Ингибитор коррозии присутствует в количестве 0,1-2 об.% от объема жидкости. Катионное поверхностно-активное вещество присутствует в количестве 0,1-2 об.% от объема жидкости. 6 н. и 10 з.п. ф-лы, 5 ил., 2 табл., 7 пр.

Способ использования индикаторов с контролируемым высвобождением // 2618796

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для осуществления гидравлического разрыва множества продуктивных интервалов подземного пласта и количественного мониторинга количества флюидов, добываемых во множестве продуктивных интервалов подземного пласта. Можно осуществлять мониторинг флюидов, добываемых из подвергнутого гидравлическому разрыву пласта, путем закачивания в скважину жидкости для гидравлического разрыва, которая содержит индикатор. Способ может применяться для мониторинга как добытых углеводородов, так и добытой воды. Индикатор также можно использовать при борьбе с поступлением в скважину песка, при гидравлическом разрыве, совмещенном с установкой гравийного фильтра, или при осуществлении операции кислотного гидравлического разрыва пласта. Индикатор является компонентом композита, в котором он может быть иммобилизован внутри матрицы (такой как эмульсия), или пористых частиц, на носителе, или прессован со связующим веществом в твердые частицы. Индикатор может медленно высвобождаться из композита. Технический результат заключается в повышении эффективности количественного мониторинга количества флюидов, добываемых во множестве продуктивных интервалов, подвергнутых гидравлическому разрыву. 3 н. и 29 з.п. ф-лы.

Флюиды для обработки, содержащие слабоэмульгирующие поверхностно-активные вещества, и связанные способы // 2619965

Изобретение относится к обработке подземных пластов. Способ обработки подземного пласта, включающий обеспечение флюида для обработки, содержащего слабоэмульгирующее поверхностно-активное вещество - СЭПАВ, флюид водной основы и кислоту, введение указанного флюида в по меньшей мере часть подземного пласта, обеспечение возможности взаимодействия по меньшей мере части флюида с по меньшей мере частью подземного пласта с образованием одной или более пустот в подземном пласте и дополнительно образование в подземном пласте одной или более короткоживущих эмульсий типа «масло в кислоте». Способ обработки подземного пласта, включающий обеспечение флюида для обработки, содержащего СЭПАВ и флюид водной основы, и введение указанного флюида в по меньшей мере часть подземного пласта при давлении или выше давления, достаточного для создания или увеличения одной или более трещин в подземном пласте, обеспечение возможности взаимодействия по меньшей мере части флюида с по меньшей мере частью подземного пласта с образованием одной или более пустот в подземном пласте и дополнительно образование в подземном пласте одной или более короткоживущих эмульсий типа «масло в кислоте». Флюид для обработки подземного пласта, содержащий СЭПАВ, выбранное из группы, состоящей из: этоксилированных длинноцепочечных спиртов, полиглюкозидов, алкиламмония бромидов; алкилсульфонатов; алкоксилированных сульфатов; гидроксисультаинов и любой их комбинации, флюид водной основы и кислоту, где указанное СЭПАВ содержится в количестве, достаточном для образования в подземном пласте короткоживущей эмульсии типа «масло в воде». Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат – повышение производительности скважин. 3 н. и 15 з.п. ф-лы, 4 ил., 1 табл., 2 пр.

Способ кислотной обработки призабойной зоны скважин // 2623380

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение селективности и глубины проникающей кислотной обработки пласта, повышение степени промывки призабойной зоны от продуктов реакции и загрязнителей, сокращение времени вывода скважины в режим. Способ кислотной обработки призабойной зоны скважины включает закачку в пласт в количестве 4-10 м3 на 1 метр перфорированной толщины пласта бескислотной нефтяной эмульсии обратного типа, содержащей, об. %: эмульгатор «Девон-4в» 1,0-4,0; углеводородную жидкость 5,0-20,0; насыщенный водный раствор хлористого кальция 3,0-80,0; воду минерализованную до 100, закачку в пласт в количестве 1,8-2,5 м3 на 1 метр перфорированной толщины пласта нефтекислотной эмульсии, содержащей, об. %: эмульгатор «Девон-4н» 3,0-8,0; углеводородную жидкость 10,0-20,0; насыщенный водный раствор хлористого кальция 4,0-10,0; 12-15%-ный водный раствор соляной кислоты до 100, для разложения эмульсии закачивают 5,0-20,0%-ный водный раствор моющего состава «Девон-5» в количестве 10-20% от объема предыдущей закачки нефтекислотной эмульсии, причем закачку эмульсии и моющего средства производят однократно или чередующими порциями 2-3 раза. 2 табл.

Способ разработки плотных карбонатных залежей нефти // 2627338

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки мощных плотных карбонатных залежей нефти с применением многостадийного гидравлического разрыва пласта (МГРП) в режиме кислотно-гравитационного дренирования (КГД). Способ включает бурение скважин с горизонтальным окончанием - СГО, цементирование в горизонтальном стволе кольцевого пространства между обсадной колонной и коллектором, вторичное вскрытие залежи с ориентированным направлением перфорационных отверстий в один ряд, 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 не более 2 мД, залежь разбуривают парами СГО, стволы которых располагают параллельно в вертикальной плоскости на расстоянии по вертикали h = (0,5-0,9)·Н, причем верхнюю СГО выполняют с двумя расходящимися под углом β = 30-60° горизонтальными стволами, нижнюю СГО выполняют с одним горизонтальным стволом, направленным перпендикулярно вектору главного максимального напряжения коллектора и являющимся биссектрисой угла β в плане. Длину каждого горизонтального ствола выполняют равной l ≥ 4·h. В верхней СГО в каждом горизонтальном стволе перфорационные отверстия ориентируют вниз, а в горизонтальном стволе нижней СГО – вверх. Во всех скважинах проводят кислотный МГРП с расстоянием между ступенями не более 50 м. Причем местоположение каждой соответствующей ступени МГРП в верхней и нижней 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 = (0,2-1,0)·l·sin(β/2) и высотой трещин с = (0,5-1,0)·h. После МГРП нижние СГО осваивают и пускают в добычу. При каждом снижении дебита нефти нижних добывающих скважин ниже экономически рентабельного значения в соответствующих верхних 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 вырастит как минимум в пять раз, таким образом, залежь разрабатывают в режиме КГД. Технический результат заключается в повышении нефтеотдачи мощных плотных карбонатных залежей нефти. 2 ил.

Способ и жидкость для улучшения проницаемости пластов песчаника с помощью хелатирующего агента // 2627787

Группа изобретений относится к добыче нефти и газа. Технический результат – улучшение проницаемости пластов песчаника, способность к биоразложению и высокая кислотность без образования отложений жидкости обработки. Способ обработки пласта песчаника включает введение в пласт жидкости, содержащей 5-30 мас.% от общего количества жидкости глутаминовой N,N-диуксусной кислоты или её соли (GLDA), 0,1-2 об.% ингибитора коррозии, 0,01-5 об.% поверхностно-активного вещества и, необязательно, общий растворитель, причём поверхностно-активное вещество является неионогенным или анионогенным поверхностно-активным веществом, и имеющей pH между 1 и 14. 4 н. и 16 з.п. ф-лы, 9 ил., 3 табл., 10 пр.

Способ обработки призабойной зоны пласта // 2631460

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологии интенсификации добычи нефти. Технический результат - повышение стабильности эмульсионных растворов для комплексной технологии интенсификации добычи нефти, получение дополнительной добычи нефти, повышение эффективности на скважинах с высоким дебитом. Способ обработки призабойной зоны пласта - ПЗП, характеризующийся тем, что ПЗП обрабатывают последовательно эмульсионным раствором - ЭР, оторочкой нефти и кислотной композицией, состоящей из 15%-ной соляной кислоты, диэтиленгликоля, уксусной кислоты, гидрофобизатора на основе амидов, ингибитора коррозии и технической воды, причем предварительно определяют смачиваемость горных пород ПЗП продуктивного пласта и в случае гидрофильности горных пород продуктивного интервала применяют ЭР прямого типа следующего состава, мас.%: углеводородная фаза в виде дизельного топлива или подготовленной нефти с нефтесборного пункта 20-25, эмульгатор марки Синол-ЭМ или Синол ЭМИ 3-5, коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния, содержащий (мас.%): коллоидную двуокись кремния в акриловой кислоте 40, монометиловый эфир пропиленгликоля 59.5 и воду – остальное, - 0.5-3, водная фаза в виде раствора хлорида кальция или раствора хлорида натрия - остальное, а в случае гидрофобности указанных горных пород применяют ЭР обратного типа следующего состава (мас.%): указанная углеводородная фаза 40-45, указанный эмульгатор 3-5, указанный коллоидный раствор наночастиц двуокиси кремния 1-3, водная фаза в виде раствора хлорида кальция или раствора хлорида натрия – остальное. 13 пр., 7 ил.

Способ стимуляции скважин путём закачки газовых композиций // 2632791

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и направлено на повышение экономической эффективности добычи углеводородов и вовлечение в разработку новых категорий запасов путем стимуляции скважин. Способ стимуляции скважин путем закачки газовой композиции в призабойную зону пласта, при котором формируют газовую композицию из трех потоков, включающую ПБТ смесь, природный газ или попутный нефтяной газ и азот, которые смешивают перед закачкой, при этом осуществляют управление потоками с возможностью изменения мольного состава компонентов газовой композиции, скорости и объема ее закачки из условия обеспечения значения температуры газовой композиции T1 меньше критической и давления закачки Р1 больше критического. Возможно перед закачкой газовой композиции прокачивать через колонну НКТ буферный азот или ПБТ смесь для обеспечения повышенной фазовой проницаемости пласта. Дополнительно в качестве финальной оторочки возможна закачка в скважину пачки технической воды высокой минерализации с добавлением ингибиторов гидратообразования в объеме колонны НКТ. Для карбонатных пластов в поток газовой композиции дополнительно вводят соляно-кислотную оторочку в смеси с взаимным органическим растворителем. Изобретение позволяет реализовать технологически эффективную и экономически целесообразную альтернативу традиционному методу ГРП на основе технической воды. Новый способ газовой стимуляции ПЗП скважин выступает как современный высокотехнологичный конкурент традиционным методам стимуляции скважин. 4 з.п. ф-лы, 2 ил.