Способ селективной кислотной обработки неоднородного карбонатного пласта

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – временное блокирование интервалов пласта с высоким коэффициентом удельной приемистости более 2,0 м3/(МПа⋅ч), эффективное воздействие кислотным составом на породу, выравнивание фронта обработки, увеличение дебита нефти до 50%. Способ селективной кислотной обработки неоднородного карбонатного пласта включает определение коэффициента удельной приемистости интервала обработки, циклическую последовательную закачку в него буферной жидкости, порций вязкоупругого состава ВУС и кислотного состава в виде водного раствора соляной кислоты, содержащего вещества, улучшающие фильтрационные характеристики, с последующей продавкой жидкостью, сохраняющей коллекторские свойства пласта. ВУС приготавливают из компонентов в следующем соотношении, мас.%: талловый амидопропилдиметиламиноксид 3,0-4,0; гидроксид натрия 5,0-15,0; хлорид натрия 6,0; вода - остальное. При этом в ВУС добавляют волокна лактида с дозировкой 10,0-30,0 кг/м3. Объемы порций ВУС и дозировку волокна определяют в зависимости от величины коэффициента удельной приемистости на основе опытных работ. Перед закачкой порции ВУС с волокнами лактида закачивают буферную жидкость в виде пластовой или пресной воды с поверхностно-активным веществом ПАВ в объеме 0,5-1,0 м3, после чего порцию ВУС с волокнами лактида продавливают в пласт через порцию пластовой или пресной воды с ПАВ кислотным составом в объеме 0,5-2,0 м3 на погонный метр интервала обработки для вертикальных скважин или 0,05-0,2 м3 - для горизонтальных скважин. Количество циклов последовательной закачки пластовой или пресной воды с ПАВ, порций ВУС с волокнами лактида, пластовой или пресной воды с ПАВ и кислотного состава составляет 2-3 в зависимости от радиуса распространения кислоты. Объем порции кислотного состава увеличивают на 10-30% с каждым последующим циклом, после чего составы продавливают жидкостью, сохраняющей коллекторские свойства пласта, в объеме полости насосно-компрессорных труб плюс 3-8 м3 с последующим закрытием скважины на время 6-8 ч для реагирования кислотного состава и деструкции волокна лактида. 2 з.п. ф-лы, 2 табл., 1 пр.

 

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к интенсификации скважинной добычи нефти из скважин, эксплуатирующих карбонатные пласты.

Известен способ селективной обработки карбонатного коллектора (https://public.bekerhughes.com/deepsport/REAL-Acid-Divert-Temponary-Diversion-Agent_ov.pdf), заключающийся в циклической закачке кислотных составов и жидкости-отклонителя, содержащей в себе мелкодисперсные частицы различного размера, временно предотвращающие фильтрацию кислотных составов в высокопроницаемые трещинные зоны пласта.

Недостатками способа являются узкий температурный диапазон применения, что не позволяет использовать его в низкотемпературных скважинах (с температурой пласта ниже 38°C) и низкая эффективность отклонения последующего потока кислоты из-за формы частиц в жидкости-отклонителе.

Известен способ отклонения с мультимодальными гранулами при проведении матричной обработки (Первый опыт применения технологии отклонения с мультимодальными гранулами при проведении матричной обработки на морском месторождении Каспия / М.Ю. Голенкин, И.Р. Халиуллов, А.П. Бяков, А.Б. Чарушин, К.В. Бурдин, С.А. Верещагин, О.В. Олейникова, А.А. Борисенко, М.А. Лобов, В. Кобец. - SPE-189027-RU), заключающийся в циклической закачке кислотного состава, растворителя и отклонителя, содержащего гранулы терморазлагаемого полимера и терморазлагаемых волокон.

Недостатком данного способа является необходимость наличия высокой температуры в зоне кислотной обработки для разрушения полимеров и волокна. Кроме этого, приемлемое время разложения полимеров и волокна составляет около 24-48 часов и более, что увеличивает суммарное время простоя скважины.

Наиболее близким техническим решением к предлагаемому является способ селективной обработки продуктивного карбонатного пласта (патент РФ №2610967, МПК Е21В 43/27, Е21В 33/138, опубл. 17.02.2017 г., Бюл. №5), включающий 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 закачивают буферную порцию пластовой или технической воды в объеме 2-4 м3, а в ВТМ добавляют 10-20% от его объема 22-24%-ного водного раствора соляной кислоты с получением вязкоупругого состава - ВУС. Причем 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, и 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 (НКТ) 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 ив 1,1-4 раза - для горизонтальных. После чего кислотный состав продавливают нефтью в объеме НКТ плюс 3-5 м3. Кроме этого, в последнюю порцию кислотного состава добавляют вещества, снижающие скорость реакции кислоты с породой в 3-50 раз.

Недостатком данного способа является то, что при наличии высокопроницаемых зон в продуктивном пласте и коэффициенте удельной приемистости более 2,0 м3/(МПа⋅ч) тиксотропных свойств вязкоупругого состава недостаточно для качественного перераспределения потока кислоты в низкопроницаемые зоны, требуется дополнительный ввод в жидкость-отклонитель мелкодисперсных частиц для временной механической кольматации высокопроницаемых зон и выравнивания фронта обработки.

Техническими задачами предложения являются временное блокирование интервалов пласта с высоким коэффициентом удельной приемистости (более 2,0 м3/(МПа⋅ч) и увеличение дебита нефти из-за более эффективного воздействия кислотного состава на породу за счет выравнивания фронта обработки.

Технические задачи решаются способом селективной кислотной обработки неоднородного карбонатного пласта, включающим определение коэффициента удельной приемистости интервала обработки, циклическую последовательную закачку в него буферной жидкости, порций вязкоупругого состава - ВУС и кислотного состава в виде водного раствора соляной кислоты, содержащего вещества, улучшающие фильтрационные характеристики, с последующей продавкой жидкостью, сохраняющей коллекторские свойства пласта, отличающийся тем, что ВУС приготавливают из компонентов в следующем соотношении, мас. %:

талловый амидопропилдиметиламиноксид 3,0-4,0
гидроксид натрия 5,0-15,0
хлорид натрия 6,0
вода остальное,

при этом в ВУС добавляют волокна лактида с дозировкой 10,0-30,0 кг/м3, объемы порций ВУС и дозировку волокна определяют в зависимости от величины коэффициента удельной приемистости на основе опытных работ, перед закачкой порции ВУС закачивают буферную жидкость в виде пластовой или пресной воды с ПАВ в объеме 0,5-1,0 м3, после чего порцию ВУС с волокнами лактида продавливают в пласт через порцию пластовой или пресной воды с ПАВ кислотным составом в объеме 0,5-2,0 м3 на погонный метр интервала обработки для вертикальных скважин или 0,05-0,2 м3 - для горизонтальных скважин, при этом количество циклов последовательной закачки пластовой или пресной воды с ПАВ, порций ВУС с волокнами лактида, пластовой или пресной воды с ПАВ и кислотного состава составляет 2-3 в зависимости от радиуса распространения кислоты, а объем порции кислотного состава увеличивают на 10-30% с каждым последующим циклом, после чего составы продавливают жидкостью, сохраняющей коллекторские свойства пласта, в объеме полости насосно-компрессорных труб плюс 3-8 м3 с последующим закрытием скважины на время 6-8 ч для реагирования кислотного состава и деструкции волокна лактида.

Новым является также то, что при наличии на поверхности породы пласта сложных структур из тяжелых углеводородов перед каждой закачкой кислотного состава проводят предварительную закачку порции углеводородного растворителя в объеме 0,1-0,4 м3 на погонный метр интервала обработки для вертикальных скважин или 0,05-0,15 м3 - для горизонтальных скважин.

Новым является также то, что при коэффициенте удельной приемистости менее 2,0 м3/(МПа⋅ч) перед закачкой первой буферной порции пластовой или пресной воды с ПАВ закачивают кислотный состав в объеме 0,5-1,5 м3 на погонный метр интервала обработки для вертикальных скважин или 0,05-0,1 м3 - для горизонтальных скважин.

Для осуществления способа селективной кислотной обработки неоднородного карбонатного пласта используют:

- талловый амидопропилдиметиламиноксид (ТУ 2413-027-04706205-2015). По внешнему виду это вязкая жидкость от желтого до коричневого цвета без осадков и посторонних включений; аминное число, мг HCl/г - 90,0-105,0; кислотное число, мг KOH/г - не более 5,0;

- гидроксид натрия (натр едкий технический), выпускаемый по ГОСТ 2263-79;

- хлорид натрия, выпускаемый по ГОСТ 4233-77 с изменениями №1, 2, утвержденными в феврале 1987 г., мае 1992 г. (ИУС 5-87, 8-92);

- воду пресную;

- волокна лактида - полимерные нити длиной 5-50 мм, обладающие следующими физико-механическими свойствами: индекс плавления (190°C/2,16 кг) - 5-10 г/10 мин; температура плавления ≤140°C; температура стеклования - 56-60°C; предел прочности - 45 МПа; относительное удлинение при разрыве - 3,0%;

- пластовую или пресную воду с ПАВ, в качестве ПАВ используют МЛ-81Б или Сурфасол или ТН-МС-2;

- кислотный состав, в качестве которого применяют водный раствор ингибированной соляной кислоты, содержащий ПАВ, изопропиловый спирт, деэмульгатор, уксусную кислоту, стабилизатор железа (патент РФ №2308475, МПК С09К 8/74, опубл. 20.10.2007 г., Бюл. №29);

- углеводородный растворитель, в качестве которого применяют дизельное топливо или растворитель парафинов нефтяной;

- продавочную жидкость, в качестве которой применяют товарную нефть, пресную или пластовую воду с ПАВ, дизельное топливо.

ВУС имеет несколько назначений. В первую очередь, за счет своих вязкоупругих свойств раствор перераспределяет поступающую вслед за ним кислоту в низкопроницаемые зоны. Кроме этого, ВУС является жидкостью-носителем для волокон лактида, удерживающим волокно лактида в относительно стабильном и однородном состоянии. На заключительном этапе ВУС является своеобразным деструктором пролонгированного действия, разрушающим волокна лактида спустя 6-7 часов после окончания кислотной обработки. Таким образом, применение ВУС способствует равномерному воздействию на всю толщину интервала обработки пласта.

Волокна лактида способны формировать фильтрационную корку на поверхности фильтрационных каналов. В зависимости от концентрации волокон или объема закачиваемой жидкости возможно создание либо бридж-пачки, проницаемость которой многократно меньше проницаемости трещины, либо непроницаемой блок-пачки. Для равномерной обработки прискважинной зоны пласта необходимо выравнивание проницаемости по всей его толщине, т.е. достаточно формирования бридж-пачки. Проведенные модельные и практические эксперименты показывают, что дозировка волокна лактида в диапазоне 10,0-30,0 кг/м3 обеспечивает формирование качественной фильтрационной корки, способной временно снизить фильтрацию в зоны с улучшенными характеристиками (высокопроницаемые зоны).

Способ селективной кислотной обработки неоднородного карбонатного пласта осуществляют следующим образом.

Скважину останавливают, проводят глушение и извлекают подъемный лифт вместе с глубинно-насосным оборудованием. Проводят шаблонирование ствола до наиболее удаленного от устья предполагаемого интервала посадки пакера.

Спускают на колонне технологических НКТ пакерную компоновку. При установке двух пакеров между ними равномерно размещают фильтры для выхода закачиваемой жидкости к пласту. Пакерную компоновку размещают в заранее выбранный, самый удаленный от устья интервал обработки. На компоновку скважинного оборудования и конструкцию пакеров авторы не претендуют.

Закачкой фиксированного объема жидкости (например, товарной нефти) определяют приемистость и коэффициент удельной приемистости интервала обработки за определенный период времени.

По имеющимся данным по скважине определяют наличие на поверхности породы пласта сложных структур из тяжелых углеводородов, рассчитывают объемы закачиваемых углеводородного растворителя (если есть необходимость), кислотных составов, буферной и продавочной жидкостей.

Для подбора оптимальных кислотных составов проводят лабораторные эксперименты. Определяют динамику растворения образцов керна, устойчивость кислотных составов к образованию эмульсий с пластовыми флюидами.

Также по результатам лабораторного тестирования с образцами керна и пластовой жидкостью подбирают оптимальный ВУС, определяют время деструкции волокна лактида в ВУС (таблица 1).

При концентрации таллового амидопропилдиметиламиноксида 3,0-4,0 мас. % вязкость ВУС достаточна для переноса кольматанта неоднородного карбонатного пласта. Более высокие концентрации нецелесообразны с экономической точки зрения. Изменяя концентрацию NaOH, можно варьировать время деструкции волокон лактида.

ВУС приготавливают из компонентов в следующем соотношении, мас. %:

талловый амидопропилдиметиламиноксид 3,0-4,0
гидроксид натрия 5,0-15,0
хлорид натрия 6,0
вода пресная остальное,

при этом в ВУС добавляют волокна лактида с дозировкой 10-30 кг/м3.

Объемы порций ВУС и дозировку волокна лактида определяют в зависимости от величины коэффициента удельной приемистости на основе опытных работ (таблица 2).

При коэффициенте удельной приемистости более 2,0 м3/(МПа⋅ч) в интервал обработки закачивают порцию ВУС объемом 2-5 м3 с волокнами лактида с дозировкой 10,0-30,0 кг/м3.

Затем закачивают пластовую или пресную воду с ПАВ в объеме 0,5-1,0 м3, что позволяет предотвратить контакт с пластовой нефтью и кислотными составами.

После чего порцию ВУС с волокнами лактида продавливают в пласт через порцию пластовой или пресной воды с ПАВ кислотным составом в объеме 0,5-2,0 м3 на погонный метр интервала обработки для вертикальных скважин или 0,05-0,2 м3 - для горизонтальных скважин.

По результатам оценочных расчетов динамики изменения дебита следует, что суммарный объем кислотного состава на погонный метр интервала обработки, указанный в способе, обеспечивает увеличение притока жидкости на 30-50%, эти значения являются оптимальными. Дальнейшее увеличение притока жидкости к открытому стволу на единицы процентов вызовет кратное увеличение необходимых объемов кислотных составов по логарифмическому закону и значительно увеличит материальные затраты.

При этом количество циклов последовательной закачки пластовой или пресной воды с ПАВ, порций ВУС с волокнами лактида, пластовой или пресной воды с ПАВ и кислотного состава составляет 2-3 в зависимости от радиуса распространения кислоты.

При радиусе распространения кислоты в диапазоне 2-4 м количество циклов составляет 2, при радиусе распространения 4-8 м - 3 цикла.

Объем порции кислотного состава увеличивают на 10-30% с каждым последующим циклом, после чего составы продавливают жидкостью, сохраняющей коллекторские свойства пласта, в объеме полости насосно-компрессорных труб плюс 3-8 м3 с последующим закрытием скважины на время 6-8 ч для реагирования кислотного состава и деструкции волокна лактида.

Увеличение объемов порций кислотного состава на 10-30% с каждым последующим циклом в процессе селективной кислотной обработки используют для заполнения объема растворенной породы и более полного контакта поверхности породы с кислотным составом в зонах с ухудшенными характеристиками (низкопроницаемые зоны), что повышает вероятность вскрытия новых пор.

При последовательной циклической закачке пластовой или пресной воды с ПАВ, ВУС с волокнами лактида, пластовой или пресной воды с ПАВ и кислотного состава достигают поэтапного перераспределения поступающей неотреагировавшей кислоты в еще не подвергшиеся обработке зоны пласта, что повышает эффективность кислотной обработки.

При наличии на поверхности породы сложных структур из тяжелых углеводородов, образующих высоковязкую эмульсию из пластовой воды, кислоты и нефти, нерастворимых солей, перед каждой закачкой кислотного состава проводят предварительную закачку порции углеводородного растворителя в объеме 0,1-0,4 м3 на погонный метр интервала обработки для вертикальных скважин или 0,05-0,15 м3 - для горизонтальных скважин. Тем самым происходит очистка поверхности породы и увеличение площади реагирования.

При коэффициенте удельной приемистости менее 2,0 м3/(МПа⋅ч) перед закачкой первой буферной порции пластовой или пресной воды с ПАВ закачивают кислотный состав в объеме 0,5-1,5 м3 на погонный метр интервала обработки для вертикальных скважин или 0,05-0,1 м3 - для горизонтальных скважин.

Пример конкретного выполнения.

Дебит жидкости вертикальной скважины до обработки - 2,2 м3/сут, содержание воды в продукции скважины - 10%. Радиус условного контура питания равен 150 м. Скважина пробурена долотом диаметром 215,9 мм до глубины 1179 м и обсажена 146 мм эксплуатационной колонной с толщиной стенки, равной 7,8 мм. Продуктивный пласт вскрыт перфорацией в интервале 1121-1128 м и сложен карбонатными породами (известняками). По результатам лабораторного тестирования с образцами керна и пластовой жидкости подбирают оптимальные кислотные составы, определяют время деструкции волокна лактида в ВУС. По имеющимся данным по скважине рассчитывают необходимое количество закачиваемых кислотных составов.

Скважину останавливают, глушат, поднимают глубинное насосное оборудование. Проводят шаблонирование ствола скважины.

Спускают на колонне технологических НКТ пакерную компоновку с хвостовиком из НКТ диаметром 73 мм и воронкой. Пакер устанавливают на глубине 1102 м, воронку - на глубине 1119 м. Внутренний объем колонны технологических НКТ составляет 3,4 м3.

Сажают пакерную компоновку на глубине 1102 м. Герметизируют устье. Обвязывают устьевое оборудование с насосным агрегатом.

Открывают трубную задвижку. Заполняют колонну технологических НКТ нефтью. Определяют приемистость интервала обработки закачкой 6 м3 нефти по колонне технологических НКТ.

Приемистость составляет 160 м3/сут при давлении закачки Р=5 МПа, Куд. прием.=1,3 м3/МПа.

По имеющимся данным по скважине рассчитывают необходимые объемы закачки углеводородного растворителя (в связи с наличием сложных структур из тяжелых углеводородов на поверхности породы), кислотных составов, буферной и продавочной жидкостей.

По результатам лабораторного тестирования с образцами керна и пластовой жидкостью подбирают оптимальный ВУС, определяют время деструкции волокна лактида в ВУС.

ВУС содержит компоненты в следующем соотношении, мас. %: талловый амидопропилдиметиламиноксид - 3,0, гидроксид натрия - 5,0, хлорид натрия - 6,0, вода пресная - остальное. Время деструкции волокон лактида составляет 7 ч.

Объем первой и второй порции ВУС составляет 3,0 м3, дозировка волокна лактида 10,0 кг/м3 - на первый цикл и 10,0 кг/м3 - на второй цикл.

Количество циклов последовательной закачки пресной воды с ПАВ, порций ВУС с волокнами лактида, пресной воды с ПАВ и кислотного состава составляет 2, так как радиус распространения кислоты по расчетам 3,8 м.

Расставляют технику, подсоединяют нагнетательную линию насосного агрегата СИН-35 к трубной задвижке скважины. Открывают трубную задвижку. Все дальнейшие закачки жидкости выполняют, не превышая максимально допустимого давления на пласт (5 МПа). Ожидаемое давление на устье при временной кольматации жидкостью-отклонителем с волокнами - 7 МПа.

Закачку по НКТ проводят в следующей последовательности:

1. Углеводородный растворитель в объеме 3,5 м3.

2. Кислотный состав со стабилизатором железа и деэмульгатором в объеме 7,0 м3.

3. Буферная жидкость (пресная вода с ПАВ) в объеме 0,5 м3.

4. ВУС в объеме 3,0 м3 с дозировкой волокна лактида 10,0 кг/м3.

5. Буферная жидкость (пресная вода с ПАВ) в объеме 0,5 м3.

6. Углеводородный растворитель в объеме 3,5 м3.

7. Кислотный состав со стабилизатором железа и деэмульгатором в объеме 9,0 м3.

8. Буферная жидкость (пресная вода с ПАВ) в объеме 0,5 м3.

9. ВУС в объеме 3,0 м3 с дозировкой волокна 10,0 кг/м3.

10. Буферная жидкость (пресная вода с ПАВ) в объеме 0,5 м3.

11. Углеводородный растворитель в объеме 3,5 м3.

12. Кислотный состав со стабилизатором железа и деэмульгатором в объеме 11,4 м3.

13. Нефть (для продавки) в объеме 9,0 м3.

Закрывают трубную задвижку. Выдерживают паузу 7 ч на реагирование кислотного состава и деструкцию волокна лактида.

Вызывают приток из пласта свабированием для очистки интервала обработки от продуктов реакции и определения притока жидкости.

Полностью поднимают всю компоновку на технологических трубах. Спускают насосное оборудование на НКТ на расчетную глубину, запускают скважину в работу.

По результатам освоения приток жидкости увеличился до 3,2 м3/сут, что на 45% больше дебита жидкости до обработки. Процент содержания пластовой воды в продукции скважины не изменился. Накопленная добыча нефти за год до обработки составила 722 т. После обработки накопленная добыча нефти за год увеличилась до 1051 т. Дополнительная добыча нефти за один год после проведения работ составила 329 т.

Предлагаемый способ позволяет временно блокировать интервалы пласта с высоким коэффициентом удельной приемистости (более 2,0 м3/(МПа⋅ч), эффективно воздействовать кислотным составом на породу и выравнивать фронт обработки, что приводит к увеличению дебита нефти до 50%.

1. Способ селективной кислотной обработки неоднородного карбонатного пласта, включающий определение коэффициента удельной приемистости интервала обработки, циклическую последовательную закачку в него буферной жидкости, порций вязкоупругого состава - ВУС и кислотного состава в виде водного раствора соляной кислоты, содержащего вещества, улучшающие фильтрационные характеристики, с последующей продавкой жидкостью, сохраняющей коллекторские свойства пласта, отличающийся тем, что ВУС приготавливают из компонентов в следующем соотношении, мас.%:

талловый амидопропилдиметиламиноксид 3,0-4,0
гидроксид натрия 5,0-15,0
хлорид натрия 6,0
вода остальное,

при этом в ВУС добавляют волокна лактида с дозировкой 10,0-30,0 кг/м3, объемы порций ВУС и дозировку волокна определяют в зависимости от величины коэффициента удельной приемистости на основе опытных работ, перед закачкой порции ВУС с волокнами лактида закачивают буферную жидкость в виде пластовой или пресной воды с поверхностно-активным веществом ПАВ в объеме 0,5-1,0 м3, после чего порцию ВУС с волокнами лактида продавливают в пласт через порцию пластовой или пресной воды с ПАВ кислотным составом в объеме 0,5-2,0 м3 на погонный метр интервала обработки для вертикальных скважин или 0,05-0,2 м3 - для горизонтальных скважин, при этом количество циклов последовательной закачки пластовой или пресной воды с ПАВ, порций ВУС с волокнами лактида, пластовой или пресной воды с ПАВ и кислотного состава составляет 2-3 в зависимости от радиуса распространения кислоты, а объем порции кислотного состава увеличивают на 10-30% с каждым последующим циклом, после чего составы продавливают жидкостью, сохраняющей коллекторские свойства пласта, в объеме полости насосно-компрессорных труб плюс 3-8 м3 с последующим закрытием скважины на время 6-8 ч для реагирования кислотного состава и деструкции волокна лактида.

2. Способ селективной кислотной обработки неоднородного карбонатного пласта по п. 1, отличающийся тем, что при наличии на поверхности породы пласта сложных структур из тяжелых углеводородов перед каждой закачкой кислотного состава проводят предварительную закачку порции углеводородного растворителя в объеме 0,1-0,4 м3 на погонный метр интервала обработки для вертикальных скважин или 0,05-0,15 м3 - для горизонтальных скважин.

3. Способ селективной кислотной обработки неоднородного карбонатного пласта по п. 1, отличающийся тем, что при коэффициенте удельной приемистости менее 2,0 м3/(МПа⋅ч) перед закачкой первой буферной порции пластовой или пресной воды с ПАВ закачивают кислотный состав в объеме 0,5-1,5 м3 на погонный метр интервала обработки для вертикальных скважин или 0,05-0,1 м3 - для горизонтальных скважин.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для воздействия на призабойную зону. При срабатывании воспламенителя 4, воспламеняется и сгорает небронированный пороховой элемент 2, образуя первый импульс повышенного давления за счет быстрого поверхностного горения небронированного порохового элемента 2.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологиям интенсификации добычи нефти. Технический результат – ограничение водопритоков из высокопроницаемых трещин гидравлического разрыва пласта, дополнительная добыча нефти, увеличение темпа разработки залежи углеводородов и текущего коэффициента извлечения нефти.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологиям интенсификации добычи нефти. Технический результат - повышение термостабильности эмульсионной системы, увеличение темпа разработки нефтегазоносного объекта, увеличение продолжительности положительного эффекта и дополнительная добыча нефти.

Группа изобретений относится к загущению растворов кислот и применению загушенных растворов кислот для гидравлического разрыва пласта. Технический результат – повышение эффективности переноса пропанта, повышение эффективности извлечения углеводородов из пласта, использование для обработки одной рабочей жидкости – кислотного геля, в случае необходимости содержащей пропант.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам освоения нефтедобывающих скважин. Технический результат - сохранение коллекторских свойств пласта, сохранение добывных возможностей скважины, полное удаление кислоты и ее продуктов реакции после окончания обработки призабойной зоны пласта, независимо от приемистости пласта и интервала зумпфа, сокращение временных и энергетических затрат на проведения процесса освоения нефтедобывающей скважины, минимизация коррозии внутрискважинного оборудования.

Изобретение относится к эмульгаторам инвертных эмульсий и может быть использовано в нефте- и газодобывающей промышленности. Предложенный эмульгатор инвертных эмульсий содержит маслорастворимое поверхностно-активное вещество и углеводородный растворитель, отличается тем, что в качестве маслорастворимого поверхностно-активного вещества он содержит смесь моно- и/или диалкиловых эфиров фосфорной кислоты - продукт взаимодействия пятиокиси фосфора и жирных спиртов, в качестве которых используют отдельные спирты или смесь спиртов с длиной углеводородного радикала С8-С20, при следующем соотношении компонентов, мас.%: маслорастворимое поверхностно-активное вещество 20-80; углеводородный растворитель 20-80.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для обработки призабойной зоны добывающей скважины. Способ включает срыв насоса с опоры с применением автокрана на шасси автомобиля, обеспечивая тем самым прохождение жидкости в полости насосно-компрессорных труб (НКТ), закачку расчетного объема углеводородного растворителя по НКТ в призабойную зону пласта.

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и может быть использована для интенсификации добычи сланцевого газа из пластов газоносных сланцевых плеев/формаций без осуществления мультистадийного гидроразрыва пласта или углекислотного разрыва пласта.

Изобретение относится к топливной и горной промышленности. Технический результат - повышение эффективности удаления кольматирующих образований при реагентной обработке скважины и освоения скважины в целом.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - снижение скорости гидролиза сульфаминовой кислоты и возможность применения сухокислотного состава при температурах до 90°C без образования вторичных осадков, технологичность приготовления, выражающаяся в возможности дозирования состава при закачке пресной или минерализованной воды в скважину без введения дополнительных компонентов.

Изобретение относится к устройствам для термогазодинамической обработки нефтегазоносных пластов пороховыми газами и может быть применено для интенсификации добычи нефти и газа, вызванной механическим, тепловым и физико-химическим воздействием на нефтегазоносные пласты продуктов сгорания твердого топлива.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для воздействия на призабойную зону. При срабатывании воспламенителя 4, воспламеняется и сгорает небронированный пороховой элемент 2, образуя первый импульс повышенного давления за счет быстрого поверхностного горения небронированного порохового элемента 2.

Настоящее изобретение относится к разжижающим композициям и способам их использования для разрыва подземных пластов при добыче нефти и газа. Водная неэмульгированная разжижающая композиция для применения во флюиде на водной основе для обработки пласта, содержит воду, по меньшей мере, один водорастворимый органический пероксид, представляющий собой трет-бутилгидропероксид, и по меньшей мере, один спирт, выбранный из группы, состоящей из: пропиленгликоля, бутилового спирта, моносахарида, дисахарида, их комбинации, указанные пероксид и спирт присутствуют в количестве, эффективном для снижения вязкости флюида на водной основе для обработки пласта при температуре 90-300°F и для поддержания сниженной вязкости в течение некоторого периода времени после снижения температуры с 90-300°F.

Настоящее изобретение относится к разжижающим композициям и способам их использования для разрыва подземных пластов при добыче нефти и газа. Водная неэмульгированная разжижающая композиция для применения во флюиде на водной основе для обработки пласта, содержит воду, по меньшей мере, один водорастворимый органический пероксид, представляющий собой трет-бутилгидропероксид, и по меньшей мере, один спирт, выбранный из группы, состоящей из: пропиленгликоля, бутилового спирта, моносахарида, дисахарида, их комбинации, указанные пероксид и спирт присутствуют в количестве, эффективном для снижения вязкости флюида на водной основе для обработки пласта при температуре 90-300°F и для поддержания сниженной вязкости в течение некоторого периода времени после снижения температуры с 90-300°F.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для гидроразрыва продуктивного пласта. Способ включает добавление в жидкость гидроразрыва расклинивающего агента частиц керамического проппанта и его доставку на первом этапе в удаленную часть трещины гидроразрыва, с сохранением частиц проппанта в процессе фильтрации пластового флюида при освоении скважин и добыче углеводородов.

Изобретение относится к области строительства и эксплуатации скважин, в частности бурения, очистки, промывки, обработки, гидроразрыва, освоения и исследования. Устройство содержит одинарную колонну труб, забойный двигатель с промывочным каналом в выходном валу, наддолотный переводник, долото, переводник забойного двигателя, два пакера - верхний и нижний, взаимодействующих с полостью повышенного давления, межпакерный порт для закачки технологической жидкости, каротажный прибор, струйный насос, питаемый активной средой поверхностным насосом и включающий соединенное с каналом подвода активной среды сопло, диффузор с выходом в надпакерную зону верхнего пакера и камеру смешения.

Настоящее изобретение относится к покрытым смолой частицам и способу их получения. Способ получения частиц отверждаемого при низкой температуре расклинивающего наполнителя, включающий нагревание частиц, добавление отверждаемой смолы с обеспечением покрытия указанных частиц смолой, по меньшей мере частичное отверждение смолы и добавление от 0,1 до 2,0 частей поверхностно-активного вещества на 100 частей указанных частиц, причем указанные частицы расклинивающего наполнителя являются свободно текучими в сухом состоянии при комнатной температуре.

Настоящее изобретение относится к расклинивающим агентам, используемым при гидроразрыве подземного пласта для добычи углеводородных флюидов. Расклинивающие агенты с покрытием, включающие множество ядер расклинивающих агентов, состоящих из кварцевого песка или бурого песка, и покрытие на основе алюмосиликата, которое, по крайней мере, частично нанесено на ядра расклинивающих агентов, где молярное соотношение SiO2/Al2O3 находится в интервале от 1:1 до 6:1, содержание покрытия изменяется в от 2 до 30 мас.

Изобретение относится к горному делу, а именно к разработке пологопадающих угольных пластов, и может быть использовано для их дегазации. Устройство для поинтервального гидроразрыва прочных горных пород, состоящее из корпуса с каналом, установленных на нем упругих уплотнительных элементов, между которыми размещена поршневая пара, при этом рабочая камера поршневой пары сообщена с указанным каналом, а в ее цилиндре выполнено радиальное отверстие с возможностью сообщения с рабочей камерой поршневой пары, включающее реверсивное гидроударное устройство, установленное на забойной части корпуса, адаптер, соединенный с устьевой частью корпуса, и шток для подключения к буровому ставу.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для интенсификации дегазации угольного пласта методом гидравлического разрыва. Способ включает бурение в пласте скважины, нарезание инициирующей щели на её боковой поверхности, герметизацию интервала разрыва скважины, нагнетание в интервал разрыва воды под давлением и образование в породе трещины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для изоляции водопритока в добывающих и нагнетательных скважинах, и предназначено для проведения водоизоляционных работ в скважинах.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – временное блокирование интервалов пласта с высоким коэффициентом удельной приемистости более 2,0 м3, эффективное воздействие кислотным составом на породу, выравнивание фронта обработки, увеличение дебита нефти до 50. Способ селективной кислотной обработки неоднородного карбонатного пласта включает определение коэффициента удельной приемистости интервала обработки, циклическую последовательную закачку в него буферной жидкости, порций вязкоупругого состава ВУС и кислотного состава в виде водного раствора соляной кислоты, содержащего вещества, улучшающие фильтрационные характеристики, с последующей продавкой жидкостью, сохраняющей коллекторские свойства пласта. ВУС приготавливают из компонентов в следующем соотношении, мас.: талловый амидопропилдиметиламиноксид 3,0-4,0; гидроксид натрия 5,0-15,0; хлорид натрия 6,0; вода - остальное. При этом в ВУС добавляют волокна лактида с дозировкой 10,0-30,0 кгм3. Объемы порций ВУС и дозировку волокна определяют в зависимости от величины коэффициента удельной приемистости на основе опытных работ. Перед закачкой порции ВУС с волокнами лактида закачивают буферную жидкость в виде пластовой или пресной воды с поверхностно-активным веществом ПАВ в объеме 0,5-1,0 м3, после чего порцию ВУС с волокнами лактида продавливают в пласт через порцию пластовой или пресной воды с ПАВ кислотным составом в объеме 0,5-2,0 м3 на погонный метр интервала обработки для вертикальных скважин или 0,05-0,2 м3 - для горизонтальных скважин. Количество циклов последовательной закачки пластовой или пресной воды с ПАВ, порций ВУС с волокнами лактида, пластовой или пресной воды с ПАВ и кислотного состава составляет 2-3 в зависимости от радиуса распространения кислоты. Объем порции кислотного состава увеличивают на 10-30 с каждым последующим циклом, после чего составы продавливают жидкостью, сохраняющей коллекторские свойства пласта, в объеме полости насосно-компрессорных труб плюс 3-8 м3 с последующим закрытием скважины на время 6-8 ч для реагирования кислотного состава и деструкции волокна лактида. 2 з.п. ф-лы, 2 табл., 1 пр.

Наверх