RU2554962C1 - Способ поинтервальной кислотной обработки горизонтальной скважины, эксплуатирующей карбонатный коллектор - Google Patents
Способ поинтервальной кислотной обработки горизонтальной скважины, эксплуатирующей карбонатный коллектор Download PDFInfo
- Publication number
- RU2554962C1 RU2554962C1 RU2014118834/03A RU2014118834A RU2554962C1 RU 2554962 C1 RU2554962 C1 RU 2554962C1 RU 2014118834/03 A RU2014118834/03 A RU 2014118834/03A RU 2014118834 A RU2014118834 A RU 2014118834A RU 2554962 C1 RU2554962 C1 RU 2554962C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- horizontal well
- interval
- intervals
- pipe string
- horizontal
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобыче. Технический результат - интенсификация добычи нефти из горизонтальной скважины, увеличение дебита нефти в 1,5-2 раза, снижение обводненности добываемой продукции на 30-50%. В способе поинтервальной кислотной обработки горизонтальной скважины, эксплуатирующей карбонатный коллектор, включающем спуск колонны труб в скважину, закачку по колонне труб в пласт кислотных составов, до начала обработки в горизонтальной скважине проводят геофизические исследования. Выделяют и разделяют интервалы горизонтальной скважины на две группы. В первую группу включают интервалы с проницаемостью от 40 до 70 мД и обводненностью добываемой продукции от 70 до 80%. Во вторую группу включают интервалы с проницаемостью от 5 до 39 мД и обводненностью добываемой продукции от 50 до 69%. Затем спускают в горизонтальную скважину заглушенную снизу колонну труб, оснащенную двумя пакерами с перфорированным патрубком между ними. Затем проводят последовательную обработку интервалов горизонтальной скважины, относящихся к первой группе, путем герметичного отсечения каждого интервала с последующей чередующейся закачкой в каждый интервал в три цикла временного блокирующего состава с расходом 6-12 м/ч, в качестве которого используют обратную водонефтяную эмульсию с динамической вязкостью 120 мПа·с при 20°C, и кислотного состава с расходом 54-66 м/ч. После обработки интервалов горизонтальной скважины, относящихся к первой группе, извлекают колонну труб из горизонтальной скважины, на устье горизонтальной скважины колонну труб выше перфорированного патрубка оснащают импульсным пульсатором жидкости и вновь спускают заглу
Description
Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано для интенсификации добычи нефти и снижения обводненности горизонтальной скважины, эксплуатирующей карбонатный коллектор, путем проведения поинтервальных обработок ствола скважины, в том числе и в открытом стволе.
Известен способ кислотной обработки нефтяного пласта (патент RU №2082880, МПК E21B 43/27, опубл. 27.06.1997 г.), вскрытого скважиной с горизонтальным стволом, включающий спуск колонны труб до забоя, закачку по ним кислоты и продавку ее в пласт, перед закачкой кислоты горизонтальный участок ствола заполняют вязкой инертной к кислоте жидкостью, а кислоту закачивают в обрабатываемый интервал горизонтального ствола для замещения ей указанной жидкости, плотность кислоты должна быть равной плотности вязкой инертной к кислоте жидкости или отличаться не более чем на 5%.
Недостатки данного способа:
- во-первых, способ не позволяет надежно изолировать высокопроницаемые участки горизонтального ствола скважины на время проведения кислотной обработки низкопроницаемых интервалов;
- во-вторых, при образовании водонефтяных или кислотонефтяных эмульсий практически необратимо кольматируется поровое пространство не только водонасыщенной, но и нефтенасыщенной части продуктивного пласта.
Также известен способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтальных скважин (патент RU №2144616, МПК E21B 43/27, опубл. 20.01.2000 г.), включающий закачку нефтяной эмульсии и раствора кислоты. Закачку нефтяной эмульсии производят по всему обрабатываемому профилю горизонтального ствола, закачку раствора кислоты производят за время, обеспечивающее растворение продуктивного пласта в обрабатываемой зоне по расчетному выражению, а отключение обработанных интервалов производят нефтекислотными эмульсиями после каждого кислотного воздействия, последовательно увеличивая при этом вязкость нефтекислотной эмульсии и уменьшая ее стабильность по мере продвижения обрабатываемого интервала от забоя скважины к месту входа ее в продуктивный пласт.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, малая эффективность отключения (отсечения) обработанных интервалов;
- во-вторых, малая эффективность кислотной обработки в неоднородном коллекторе, вскрытом горизонтальным стволом.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ поинтервальной кислотной обработки призабойной зоны горизонтальных скважин (патент RU №2208147, МПК E21B 43/27, опубл. 10.07.2003 г.), включающий спуск колонны труб в скважину, закачку по колонне труб в пласт тампонирующего состава на основе углеводородной эмульсии и последующую закачку кислоты, имеющей равную плотность с плотностью тампонирующего состава или отличающуюся не более чем на 5%, в качестве тампонирующего состава на основе углеводородной эмульсии используют состав, содержащий углеводородную жидкость, щелочной эмульгатор на основе оксиэтилированных этанолов или оксиэтилированных гликолей, крахмал, гидроксид щелочного металла, водорастворимый борат щелочного металла и минерализованную хлоридом калия и/или натрия воду, причем в качестве углеводородной жидкости используется, например, нефть или трансформаторное масло.
Недостатками данного способа являются:
- во-первых, сложный технологический процесс осуществления способа, связанный с необходимостью замера плотности закачиваемой в скважину кислоты, имеющей равную плотность с плотностью тампонирующего состава или отличающуюся не более чем на 5%;
- во-вторых, малая эффективность кислотной обработки в неоднородном коллекторе, вскрытом горизонтальным стволом скважины;
- в-третьих, отсутствие учета проницаемости коллектора карбонатного пласта, вскрытого горизонтальным стволом, а также расхода кислотных составов при их закачке в пласт в процессе реализации способа;
- в-четвертых, низкое качество кислотной обработки горизонтального ствола скважины вследствие отсутствия герметичного отсечения обрабатываемых интервалов в горизонтальном стволе скважины.
Техническими задачами предложения являются повышение эффективности поинтервальной обработки горизонтальной скважины путем синергии результатов обработок, отличающихся по проницаемости карбонатного коллектора и обводненности добываемой продукции из интервалов ствола горизонтальной скважины, за счет обработки интервалов ствола горизонтальной скважины в определенной последовательности индивидуально подобранными составами, закачиваемыми с оптимальным расходом, снижение обводненности продукции скважины, увеличение дебита.
Поставленные задачи решаются способом поинтервальной кислотной обработки горизонтальной скважины, эксплуатирующей карбонатный коллектор, включающим спуск колонны труб в скважину, закачку по колонне труб в пласт кислотных составов.
Новым является то, что до начала обработки в горизонтальной скважине проводят геофизические исследования, выделяют и разделяют интервалы горизонтальной скважины на две группы, причем в первую группу включают интервалы с проницаемостью от 40 до 70 мД и обводненностью добываемой продукции от 70 до 80%, а во вторую группу включают интервалы с проницаемостью от 39 до 5 мД и обводненностью добываемой продукции от 69 до 50%, после чего спускают в горизонтальную скважину заглушенную снизу колонну труб, оснащенную двумя пакерами с перфорированным патрубком между ними, затем проводят последовательную обработку интервалов горизонтальной скважины, относящихся к первой группе, путем герметичного отсечения каждого интервала с последующей чередующейся закачкой в каждый интервал в три цикла временного блокирующего состава с расходом 6-12 м3/ч, в качестве которого используют обратную водонефтяную эмульсию с динамической вязкостью 120 мПа·с при 20°C, и кислотного состава с расходом 54-66 м3/ч, после обработки интервалов горизонтальной скважины, относящихся к первой группе, извлекают колонну труб из горизонтальной скважины, на устье горизонтальной скважины колонну труб выше перфорированного патрубка оснащают импульсным пульсатором жидкости и вновь спускают заглушенную снизу колонну труб, оснащенную двумя пакерами с перфорированным патрубком между ними, в горизонтальную скважину, производят обработку интервалов горизонтальной скважины второй группы путем герметичного отсечения каждого интервала с последующей импульсной закачкой в каждый интервал самоотклоняющейся кислотной композиции на основе гелирующего агента с расходом 24-36 м3/ч.
Суть предлагаемого способа.
В предлагаемом способе применяется чередующаяся циклическая закачка блокирующего состава, в качестве которого используют обратную водонефтяную эмульсию, и кислотного состава, которая ограничивается высокой вязкостью блокирующего состава, причем, с одной стороны, высокая вязкость обратной водонефтяной эмульсии позволяет эффективно обработать карбонатный коллектор с проницаемостью от 40 до 70 мД и обводненностью добываемой продукции от 70 до 80% за счет глубокого проникновения обратной водонефтяной эмульсии в поры такого карбонатного коллектора, с другой стороны, высокая вязкость обратной водонефтяной эмульсии и возникающее при этом высокое фильтрационное сопротивление не позволяют обработать карбонатный коллектор с интервалами проницаемостью от 40 до 5 мД и обводненностью добываемой продукции от 69 до 50%, поскольку давление продавки обратной водонефтяной эмульсии в пласт не должно превышать давление гидроразрыва карбонатного пласта.
Для эффективной обработки интервалов горизонтальной скважины, эксплуатирующей карбонатный коллектор с проницаемостью от 39 до 5 мД и обводненностью добываемой продукции от 69 до 50%, используют самоотклоняющую кислотную композицию на основе гелирующего агента, что, с одной стороны, исключает кольматирование порового пространства карбонатного коллектора, а с другой, имеет вязкость ниже вязкости обратной водонефтяной эмульсии, что позволяет эффективно обрабатывать карбонатный коллектор с низкой проницаемостью (от 39 до 5 мД) и обводненностью (от 69 до 50%), а закачка самоотклоняющейся кислотной композиции на основе гелирующего агента в импульсном режиме обеспечивает глубокое проникновение в поры карбонатного коллектора, вследствие чего в карбонатном коллекторе образуются множественные каверны и сквозные каналы растворения.
При реализации способа в качестве блокирующего состава используют обратную водонефтяную эмульсию, приведенную, например, в способе изоляции водопритоков в нефтедобывающей скважине (патент RU №2114990, МПК E21B 43/32, опубл. 10.07.1998 г.), эмульсия содержит 35% об. - нефти, 63% об. - пластовой девонской воды, 2% об. - эмультала или в способе изоляции зон водопритока в скважине (патент RU №2283422, МПК E21B 33/138, опубл. 10.09.2006 г.), эмульсия содержит товарную нефть, кремнийорганическую жидкость и воду в объемном соотношении 76:4:20 соответственно.
В качестве кислотного состава, например, используют поверхностно-активный кислотный состав, % :
| соляная кислота HCL (22-24%-ный водный раствор, | |
| товарная форма) | 90 |
| ПАВ (МЛ-81Б, ФЛЭК и др.) | 2 |
| кубовые остатки бутиловых спиртов или | |
| изопропиловый спирт | 3 |
| деэмульгатор водорастворимый | 2 |
| уксусная кислота не менее 80%-ной концентрации | 3 |
В качестве самоотклоняющейся кислотной композиции на основе гелирующего агента применяют самоотклоняющийся кислотный состав с поверхностно-активными веществами, представляющими собой раствор соляной кислоты с поверхностно-активными веществами и добавками на основе гелирующего агента сурфогель.
Например, используют кислотную систему на основе вязкоупругих поверхностно-активных веществ, имеющую следующий состав: 12% - HCl, 6% - Сурфогель, 0,5% - Акватек 50 Стандарт или: 12% - HCl, 6% - Сурфогель, 0,4% - Солинг (см. табл.4, стр.542 «Самоотклоняющиеся кислотные системы на основе вязкоупругих ПАВ: эксперимент и модель» авторы Пестриков А.В., ОАО «НК «Роснефть», г. Москва, Российская Федерация, Политов М.Е. ООО «РН-УфаНИПИнефть», г. Уфа, Российская Федерация. Электронный научный журнал. - Нефтегазовое дело. - 2013. - №4. - С.529-562).
На фиг.1, 2 и 3 изображена схема реализации предлагаемого способа.
Способ поинтервальной обработки горизонтальной скважины 1 (см. фиг.1), эксплуатирующей карбонатный коллектор, реализуют следующим образом.
До начала обработки горизонтальной скважины 1 проводят геофизические исследования. При проведении геофизических исследований используют колтюбинговую установку, оборудованную безмуфтовой длинномерной трубой с запасованным геофизическим кабелем, и прибор АГАТ-КГ-42-6В или АГАТ-КСА-К9. По результатам исследования ствола горизонтальной скважины 1 выделяют и разделяют интервалы горизонтальной скважины 1 на две группы.
В первую группу включают интервалы:
- 2′ длиной 32 м, проницаемостью 40 мД и обводненностью добываемой продукции 70%;
- 2″ длиной 28 м, проницаемостью 55 мД и обводненностью добываемой продукции 80%;
- 2″′ длиной 44 м, проницаемостью 70 мД и обводненностью добываемой продукции 90%.
Во вторую группу включают интервалы:
- 3′ длиной 45 м, проницаемостью 39 мД и обводненностью добываемой продукции 69%.
- 3″ длиной 30 м, проницаемостью 20 мД и обводненностью добываемой продукции 60%.
- 3″′ длиной 40 м, проницаемостью 5 мД и обводненностью добываемой продукции 50%.
С целью оптимизации выработки запасов нефти из интервалов 2′, 2″, 2″′ первой группы и из интервалов 3′, 3″, 3″′ второй группы, отличающихся по проницаемости коллектора, обводненности добываемой продукции, проводят их обработку в оптимальной последовательности индивидуально подобранными составами с отсечением каждого обрабатываемого интервала от остальной части ствола скважины с использованием заглушенной снизу заглушкой 4 колонны труб 5, оснащенной пакерами 6 и 7 и перфорированным патрубком 8, установленным в составе колонны труб 5 между пакерами 6 и 7.
В процессе реализации способа для снижения вероятности прорыва воды в ранее не обводненные интервалы горизонтальной скважины 1 первыми обрабатывают интервалы горизонтальной скважины первой группы (с проницаемостью от 40 до 70 мД и обводненностью добываемой продукции от 70 до 80%).
В горизонтальную скважину 1 спускают заглушенную снизу заглушкой 4 колонну труб 5, оснащенную двумя пакерами 6 и 7 соответственно с перфорированным патрубком 8 между ними. Суммарная площадь перфорированных отверстий патрубка 8 должна быть равной или большей внутренней площади поперечного сечения колонны труб 5 с целью исключения создания дополнительных гидравлических сопротивлений и ограничения расхода закачки.
Проводят последовательную обработку интервалов 2′, 2″, 2″′ горизонтальной скважины 1, относящихся к первой группе, путем герметичного отсечения каждого интервала 2′, 2″, 2″′ от ствола горизонтальной скважины 1 с последующей чередующейся закачкой в каждый интервал в три цикла временного блокирующего состава с расходом 6-12 м3/ч, в качестве которой используют обратную водонефтяную эмульсию с динамической вязкостью 120 мПа·с при 20°C и кислотного состава с расходом 54-66 м3/ч. Опытным путем установлено, что динамическая вязкость обратной водонефтяной эмульсии, равная 120 мПа·с при 20°C, обеспечивает равномерную блокировку водонасыщенных зон пласта.
Объем закачиваемых составов определяют из опыта промысловых работ, исходя из расчета 1,5 м3 на 1 м длины каждого из интервалов 2′, 2″, 2″′.
Таким образом:
- в интервал 2′ длиной 32 м необходимо закачать: V1=32 м·1,5 м3/м=48 м3;
- в интервал 2″ длиной 26 м необходимо закачать: V2=28 м·1,5 м3/м=42 м3;
- в интервал 2″′ длиной 43 м необходимо закачать: V3=44 м·1,5 м3/м=66 м3.
Сначала производят герметичное отсечение интервала 2′ длиной 32 м от ствола горизонтальной скважины 1 (см. фиг.2) путем посадки пакеров 6 и 7, спущенных в горизонтальную скважину на колонне труб 5.
Далее в интервал 2′ по колонне труб 5 через перфорированный патрубок 8 производят чередующуюся закачку в три цикла: по 48 м3/3=16 м3 в каждом цикле с расходом 6 м3/ч блокирующего состава и по 48 м3/3=16 м3 в каждом цикле с расходом 54 м3/ч кислотного состава.
По окончании чередующейся циклической закачки в интервал 2′ всего объема (48 м3 блокирующего состава и 48 м3 кислотного состава) скважину оставляют на время реагирования кислоты с породой, например 4 ч, после чего распакеровывают пакеры 6 и 7 и перемещают колонну труб 5 в следующий интервал 2″ первой группы.
Производят герметичное отсечение интервала 2″ длиной 28 м от ствола горизонтальной скважины 1 путем посадки пакеров 6 и 7, спущенных в горизонтальную скважину на колонне труб 5. Далее в интервал 2″ производят чередующуюся закачку в три цикла: по 42 м3/3=14 м3 в каждом цикле с расходом 9 м3/ч блокирующего состава и по 42 м3/3=14 м3 в каждом цикле с расходом 60 м3/ч кислотного состава.
По окончании чередующейся циклической закачки в пласт всего объема (42 м3 кислотного состава и 42 м3 блокирующего состава) скважину оставляют на время реагирования кислоты с породой, например 4 ч, после чего распакеровывают пакеры 6 и 7 и перемещают колонну труб 5 в следующий интервал 2″′ первой группы.
Производят герметичное отсечение интервала 2″′ длиной 44 м от ствола горизонтальной скважины 1 путем посадки пакеров 6 и 7, спущенных в горизонтальную скважину на колонне труб 5.
Далее в интервал 2″′ производят чередующуюся закачку в три цикла: по 66 м3/3=22 м3 в каждом цикле с расходом 12 м3/ч блокирующего состава и по 66 м3/3=22 м3 в каждом цикле с расходом 66 м3/ч кислотного состава.
По окончании чередующейся циклической закачки в пласт всего объема (66 м3 кислотного состава и 66 м3 блокирующего состава) скважину оставляют на время реагирования кислоты с породой, например 4 ч, после чего распакеровывают пакеры 6 и 7 и извлекают колонну труб 5 из горизонтальной скважины 1.
Закачиваемый блокирующий состав (обратная водонефтяная эмульсия) по трещинам в пласте продвигается в зоны пласта (карбонатный коллектор), содержащие как нефть, так и воду. Закачивание блокирующего состава с расходом 6-12 м3/ч обеспечивает продвижение эмульсии преимущественно в трещины, содержащие воду. При контактировании с водой вязкость обратной водонефтяной эмульсии увеличивается, что обеспечивает блокирование водонасыщенных зон пласта вследствие того, что обратная водонефтяная эмульсия обладает водоизолирующими свойствами.
При попадании блокирующего состава в нефтенасыщенные зоны вязкость обратной водонефтяной эмульсии снижается, и условия для притока нефти сохраняются. Кислотный состав, который закачивается в пласт за блокирующим составом, обладает свойством стимулирования притока нефти, поэтому закачиваемый кислотный состав, основным компонентом которого является кислота, продвигается по трещинам в зоны пласта, содержащие как нефть, так и воду. Трещины, сообщающиеся с зонами пласта, содержащими воду, заблокированы обратной водонефтяной эмульсией, и не могут обеспечить прохождение всего объема кислоты, закачиваемого с расходом 54-66 м3/ч, поэтому часть кислоты перенаправляется в нефтенасыщенные зоны пласта. Закачиваемая кислота создает в нефтенасыщенных зонах пласта каналы (червоточины). Таким образом стимулируется приток нефти.
На устье скважины колонну труб 5 выше перфорированного патрубка 8 оснащают импульсным пульсатором жидкости 9. В качестве импульсного пульсатора жидкости 9 может быть применено устройство для импульсной закачки жидкости в пласт, описанное в патентах на изобретения RU №2400615, МПК E21B 28/00, опубл. в бюл. №27 от 27.09.2010 г., или RU №2241825, МПК E21B 43/18, опубл. в бюл. №34 от 10.12.2004 г.
Вновь спускают в горизонтальную скважину 1 заглушенную снизу заглушкой 4 колонну труб 5, оснащенную двумя пакерами 6 и 7 с перфорированным патрубком 8 между ними. Производят обработку интервалов 3′, 3″, 3″′ (см. фиг.3) горизонтальной скважины 1, относящихся ко второй группе, путем герметичного отсечения каждого интервала 3′, 3″, 3″′ от ствола горизонтальной скважины 1 с последующей импульсной закачкой в него с расходом 24-36 м3/ч самоотклоняющейся кислотной композиции на основе гелирующего агента.
Сначала из опыта промысловых работ определяют объем закачиваемых составов, исходя из расчета 1,5 м3 на 1 м длины ствола скважины.
Таким образом:
- в интервал 3′ длиной 32 м необходимо закачать: V1=45 м·1,5 м3/м=67,5 м3;
- в интервал 3″ длиной 26 м необходимо закачать: V2=30 м·1,5 м3/м=45 м3;
- в интервал 3″′ длиной 43 м необходимо закачать: V3=40 м·1,5 м3/м=60 м3.
Далее производят герметичное отсечение интервала 3′ длиной 45 м от ствола горизонтальной скважины 1 путем посадки пакеров 6 и 7, спущенных в горизонтальную скважину на колонне труб 5.
В интервал 3′ по колонне труб 5 с расходом 24 м3/ч производят импульсную закачку самоотклоняющейся кислотной композиции на основе гелирующего агента в объеме 67,5 м3.
По окончании импульсной закачки в пласт всего объема (67,5 м3 самоотклоняющейся кислотной композиции на основе гелирующего агента) скважину 1 оставляют на время реагирования кислоты с породой, например 8 ч, после чего распакеровывают пакеры 6 и 7 и перемещают колонну труб 5 в следующий интервал 3″ второй группы.
Производят герметичное отсечение интервала 3″ длиной 30 м от ствола горизонтальной скважины 1 путем посадки пакеров 6 и 7, спущенных в горизонтальную скважину на колонне труб 5.
В интервал 3″ по колонне труб 5 с расходом 40 м3/ч производят импульсную закачку самоотклоняющейся кислотной композиции на основе гелирующего агента в объеме 45 м3.
По окончании импульсной закачки в пласт всего объема (45 м3 самоотклоняющейся кислотной композицией на основе гелирующего агента) скважину 1 оставляют на время реагирования кислоты с породой, например 8 ч, после чего распакеровывают пакеры 6 и 7 и перемещают колонну труб 5 в следующий интервал 3″′ второй группы.
Производят герметичное отсечение интервала 3″′ длиной 40 м от ствола горизонтальной скважины 1 путем посадки пакеров 6 и 7, спущенных в горизонтальную скважину на колонне труб 5.
В интервал 3″′ по колонне труб 5 с расходом 36 м3/ч производят импульсную закачку самоотклоняющейся кислотной композиции на основе гелирующего агента в объеме 60 м3.
По окончании импульсной закачки в пласт всего объема (40 м3 самоотклоняющейся кислотной композиции на основе гелирующего агента) скважину 1 оставляют на время реагирования кислоты с породой, после чего распакеровывают пакеры 6 и 7 и извлекают колонну труб 5 из горизонтальной скважины.
Действие самоотклоняющейся кислотной композиции на основе гелирующего агента основано на кислотном воздействии с потокоотклонением временно блокирующим составом, в качестве которого используется состав на основе гелирующего агента, что позволяет увеличить зональный охват в обрабатываемом интервале горизонтальной скважины. Закачивание самоотклоняющейся кислотной композиции на основе гелирующего агента с расходом 24-36 м3/ч обеспечивает равномерное продвижение самоотклоняющейся кислотной композиции на основе гелирующего агента по трещинам в зоны пласта, содержащие как нефть, так и воду.
Блокирующий гель образуется непосредственно в пластовых условиях по мере истощения кислотного состава в результате реакции с карбонатной породой, при попадании в водонасыщенные зоны гель блокирует их, что позволяет селективно отклонять последующие объемы кислотного состава в нефтенасыщенные зоны с созданием сети каналов (червоточин), причем в нефтенасыщенных зонах гель разрушается. Таким образом стимулируется приток нефти.
Реализация способа в предложенной последовательности, чередующейся циклической, а затем импульсной с индивидуально подобранными составами, закачиваемыми с оптимальным расходом, дает синергетический эффект, существенно превышающий сумму эффектов от поинтервальных обработок горизонтального ствола скважины.
Применение способа позволяет снизить обводненность продукции скважины на 30-50% и увеличить дебит нефти в 1,5-2 раза.
Claims (1)
- Способ поинтервальной кислотной обработки горизонтальной скважины, эксплуатирующей карбонатный коллектор, включающий спуск колонны труб в скважину, закачку по колонне труб в пласт кислотных составов, отличающийся тем, что до начала обработки в горизонтальной скважине проводят геофизические исследования, выделяют и разделяют интервалы горизонтальной скважины на две группы, причем в первую группу включают интервалы с проницаемостью от 40 до 70 мД и обводненностью добываемой продукции от 70 до 80%, а во вторую группу включают интервалы с проницаемостью от 5 до 39 мД и обводненностью добываемой продукции от 50 до 69%, после чего спускают в горизонтальную скважину заглушенную снизу колонну труб, оснащенную двумя пакерами с перфорированным патрубком между ними, затем проводят последовательную обработку интервалов горизонтальной скважины, относящихся к первой группе, путем герметичного отсечения каждого интервала с последующей чередующейся закачкой в каждый интервал в три цикла временного блокирующего состава с расходом 6-12 м3/ч, в качестве которого используют обратную водонефтяную эмульсию с динамической вязкостью 120 мПа·с при 20°C, и кислотного состава с расходом 54-66 м3/ч, после обработки интервалов горизонтальной скважины, относящихся к первой группе, извлекают колонну труб из горизонтальной скважины, на устье горизонтальной скважины колонну труб выше перфорированного патрубка оснащают импульсным пульсатором жидкости и вновь спускают заглушенную снизу колонну труб, оснащенную двумя пакерами с перфорированным патрубком между ними, в горизонтальную скважину, производят обработку интервалов горизонтальной скважины второй группы путем герметичного отсечения каждого интервала с последующей импульсной закачкой в каждый интервал самоотклоняющейся кислотной композиции на основе гелирующего агента с расходом 24-36 м3/ч.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014118834/03A RU2554962C1 (ru) | 2014-05-08 | 2014-05-08 | Способ поинтервальной кислотной обработки горизонтальной скважины, эксплуатирующей карбонатный коллектор |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014118834/03A RU2554962C1 (ru) | 2014-05-08 | 2014-05-08 | Способ поинтервальной кислотной обработки горизонтальной скважины, эксплуатирующей карбонатный коллектор |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2554962C1 true RU2554962C1 (ru) | 2015-07-10 |
Family
ID=53538219
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014118834/03A RU2554962C1 (ru) | 2014-05-08 | 2014-05-08 | Способ поинтервальной кислотной обработки горизонтальной скважины, эксплуатирующей карбонатный коллектор |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2554962C1 (ru) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2599156C1 (ru) * | 2015-09-24 | 2016-10-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтального ствола скважины |
| RU2599155C1 (ru) * | 2015-09-24 | 2016-10-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ обработки призабойной зоны горизонтального ствола скважины, вскрывшей карбонатный коллектор |
| RU2642900C1 (ru) * | 2016-11-02 | 2018-01-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Способ кислотной обработки коллекторов с водонефтяным контактом |
| RU2784698C2 (ru) * | 2021-04-24 | 2022-11-29 | Акционерное общество «МАКойл» | Способ технологической обработки скважин |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5207778A (en) * | 1991-10-24 | 1993-05-04 | Mobil Oil Corporation | Method of matrix acidizing |
| RU2114990C1 (ru) * | 1996-06-18 | 1998-07-10 | Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти | Способ изоляции водопритоков в нефтедобывающей скважине |
| RU2144616C1 (ru) * | 1998-06-22 | 2000-01-20 | Открытое акционерное общество "Удмуртнефть" | Способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтальных скважин |
| RU2208147C1 (ru) * | 2002-01-17 | 2003-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ПермНИПИнефть" | Способ поинтервальной кислотной обработки призабойной зоны, преимущественно горизонтальных скважин |
| RU2283422C1 (ru) * | 2005-03-10 | 2006-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ изоляции зон водопритока в скважине |
| RU2318999C1 (ru) * | 2007-03-01 | 2008-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтальной скважины |
-
2014
- 2014-05-08 RU RU2014118834/03A patent/RU2554962C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5207778A (en) * | 1991-10-24 | 1993-05-04 | Mobil Oil Corporation | Method of matrix acidizing |
| RU2114990C1 (ru) * | 1996-06-18 | 1998-07-10 | Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти | Способ изоляции водопритоков в нефтедобывающей скважине |
| RU2144616C1 (ru) * | 1998-06-22 | 2000-01-20 | Открытое акционерное общество "Удмуртнефть" | Способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтальных скважин |
| RU2208147C1 (ru) * | 2002-01-17 | 2003-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ПермНИПИнефть" | Способ поинтервальной кислотной обработки призабойной зоны, преимущественно горизонтальных скважин |
| RU2283422C1 (ru) * | 2005-03-10 | 2006-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ изоляции зон водопритока в скважине |
| RU2318999C1 (ru) * | 2007-03-01 | 2008-03-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтальной скважины |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2599156C1 (ru) * | 2015-09-24 | 2016-10-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтального ствола скважины |
| RU2599155C1 (ru) * | 2015-09-24 | 2016-10-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ обработки призабойной зоны горизонтального ствола скважины, вскрывшей карбонатный коллектор |
| RU2642900C1 (ru) * | 2016-11-02 | 2018-01-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Способ кислотной обработки коллекторов с водонефтяным контактом |
| RU2784698C2 (ru) * | 2021-04-24 | 2022-11-29 | Акционерное общество «МАКойл» | Способ технологической обработки скважин |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2362010C1 (ru) | Способ многократного гидравлического разрыва горизонтального ствола скважины | |
| RU2566542C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва продуктивного пласта с глинистым прослоем и подошвенной водой | |
| RU2512216C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| RU2537719C1 (ru) | Способ многократного гидравлического разрыва пласта в открытом стволе горизонтальной скважины | |
| RU2539469C1 (ru) | Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины | |
| RU2554962C1 (ru) | Способ поинтервальной кислотной обработки горизонтальной скважины, эксплуатирующей карбонатный коллектор | |
| RU2312210C1 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с карбонатным коллектором | |
| RU2478164C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти, расположенной над газовой залежью и отделенной от нее непроницаемым пропластком | |
| RU2583104C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта | |
| EP1704300B1 (en) | Method of stimulating long horizontal wells to improve well productivity | |
| RU2531985C1 (ru) | Способ обработки обводненной горизонтальной скважины, эксплуатирующей карбонатный трещинно-поровый коллектор | |
| RU2599156C1 (ru) | Способ поинтервальной обработки призабойной зоны горизонтального ствола скважины | |
| RU2610967C1 (ru) | Способ селективной обработки продуктивного карбонатного пласта | |
| RU2451160C1 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта с карбонатным коллектором | |
| RU2553129C1 (ru) | Способ депарафинизации скважины | |
| RU2499134C2 (ru) | Способ разработки залежи нефти, расположенной под газовой залежью и отделенной от нее непроницаемым пропластком | |
| RU2337234C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти | |
| RU2708924C1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи карбонатного нефтяного пласта с восстановлением пластового давления | |
| RU2527434C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны горизонтальной скважины | |
| RU2638668C1 (ru) | Способ термопенокислотной обработки прискважинной зоны карбонатного коллектора | |
| RU2645688C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта | |
| RU2483200C1 (ru) | Способ гидродинамического воздействия на призабойную зону пласта | |
| RU2665494C2 (ru) | Способ изоляции обводненных интервалов продуктивного пласта в горизонтальных скважинах на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами | |
| RU2252311C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| RU2451176C1 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта |