Способ повышения продуктивности скважин
METHOD FOR INCREASING THE PRODUCTIVITY OF WELLS

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно, к способам повышения продуктивности скважин за счет повышения дебита скважины.
Известен Способ повышения продуктивности скважин, включающий закачку в пласт первой и второй оторочек, закачку осуществляют через разделительную жидкость на углеводородной или водной основе в район продуктивного пласта или выше интервала перфорации и последовательно осуществляют перевод скважины в режим притока углеводорода, при этом закачку разделительной жидкости осуществляют в количестве от 0,1 до 50% от объема первой оторочки, а закачку второй оторочки осуществляют в количестве от 10 до 150% от объема первой оторочки, первая оторочка дополнительно снабжена порообразователем в количестве от 0,1% до 15% от объема первой оторочки, в качестве первой оторочки используют полимерные смолы и в качестве второй оторочки используют полимерные отвердители, что дополнительно осуществляют закачку компонента, содержащего вязкоупругую пачку на углеводородной или водной основе в количестве от 70% до 1000% от объема первой оторочки, что дополнительно осуществляют закачку компонента, содержащего цементный раствор в количестве от 30 до 400% от объема первой оторочки (Патент РФ №2492317, Е21В 43/22, опубл. 10.09.2013 г.).
Недостатками данного технического решения является то, что не позволяет учитывать особенности геологического строения, разбивкой продуктивного пласта по зонам нефтенасыщенности и не позволяет учитывать проницаемость в этих зонах.
Наиболее близким техническим решением является Способ повышения продуктивности скважин, включающий закачку первой и второй оторочек, в расчетный район добывающей и/или нагнетательной скважин, определение в продуктивных пластах с рыхлыми слабосцементированными пористыми и/или трещиноватыми коллекторами наличие зоны остаточной нефтенасыщенности, наличие зоны предельного водонасыщения, наличие недонасыщенной переходной зоны с зоной рыхлосвязанной воды с интенсивным течением диффузных слоев воды и с подзоной повышенного содержания нефти, наличие зоны предельного нефтенасыщения с учетом наличия или отсутствия глинистых перемычек на границах зоны предельного водонасыщения и переходной зоны, отсечение водонасыщенной зоны от зоны предельного нефтенасыщения с возможностью обеспечения притока нефти в продуктивный пласт из подзоны повышенного содержания нефти, при этом в качестве первой оторочки используют полимерную смолу, а в качестве второй оторочки используют полимерный отвердитель. (Патент РФ №2542000, Е21 В 43/22, опубл. 10.09.2013 г., прототип).
Недостатками данного технического решения является то, что не позволяет учитывать особенности геологического строения, разбивкой продуктивного пласта по зонам нефтенасыщенности и не позволяет учитывать проницаемость в этих зонах, также не позволяет учитывать промысловые особенности месторождений при проведении РИР для увеличения дебита нефти из скважин после проведения РИР.
Предлагаемый Способ повышения продуктивности скважин позволяет устранить указанные выше недостатки, кроме этого, позволяет повысить продуктивность скважины, в том числе горизонтальных скважин, в скважинах после проведения ГРП, в трещиновато-пористых, рыхлых и слабосцементированных, высоко- и низкотемпературных коллекторах на месторождениях, которые обладают своим рядом геологопромысловых особенностей, за счет использования, в том числе и доотмывающего и дозакрепляющего растворов или составов, с учетом предварительно определяемой проницаемости в каждой заданной зоне, выделенной по нефтенасыщенности, создания дополнительной радиальной фильтрации, которые воздействуют на продуктивный пласт, обеспечивая увеличение дебита по нефти, что в конечном итоге приводит к повышению продуктивноти скважины, при этом Способ повышения продуктивности скважин включает закачку первой и второй оторочек в расчетный район добывающей и/или нагнетательной скважин, определение в продуктивных пластах с рыхлыми слабосцементированными пористыми и/или трещиноватыми коллекторами наличие зоны остаточной нефтенасыщенности, наличие зоны предельного водонасыщения, наличие недонасыщенной переходной зоны с зоной рыхлосвязанной воды с интенсивным течением диффузных слоев воды и с подзоной повышенного содержания нефти, наличие зоны предельного нефтенасыщения с учетом наличия или отсутствия глинистых перемычек на границах зоны предельного водонасыщения и переходной зоны, отсечение водонасыщенной зоны от зоны предельного нефтенасыщения с возможностью обеспечения притока нефти в продуктивный пласт из подзоны повышенного содержания нефти, при этом в качестве первой оторочки используют полимерную смолу и в качестве второй оторочки используют отвердитель, вторую оторочку закачивают в количестве от 0,1 до 500% от объема первой оторочки, закачивают разделительный раствор или состав с возможностью разделения первой и второй оторочек в заданном интервале очистки объекта воздействия от продуктов выпадения нефти в осадок, закачивают буферный раствор или состав с возможностью очистки или доотмывания зоны воздействия, закачивают дозакрепляющий раствор или состав с возможностью удержания первой и второй оторочек в заданном интервале, закачку разделительногого, буферного и дозакрепляющего растворов или составов осуществляют одновременно или раздельно в заданных сочетаниях и заданных объемах, разделительный раствор или состав закачивают в количестве от 0,1 до 2500% от объема первой оторочки, буферный раствор или состав закачивают в количестве от 0,1 до 5000% от объема первой оторочки, дозакрепляющий раствор или состав закачивают в количестве от 0,1 до 5000% от объема первой оторочки, предварительно определяют проницаемость в заданной зоне, выделенной по нефтенасыщенности, после закачки осуществляют перевод скважины в режим притока углеводорода, в качестве разделительного раствора или состава используют жидкий или порошкообразный щелочной или кислотный, или нейтральный раствор или состав, а также вязкоупругие или инвертно-эмульсионные составы, спиртосодержащие или ацетоно-растворительные растворы бензольного ряда, или растворители, в качестве буферного раствора или состава используют жидкий или порошкообразный щелочной или кислотный, или нейтральный раствор или состав, в качестве дозакрепляющего раствора или состава используют растворы на основе торфяной вытяжки или гидрафобной -кремнийорганической жидкости, или цементные, или нефтецементные, или полимероцементные растворы и их комбинации, в качестве второй оторочки используют жидкий или порошкообразный отвердитель щелочного или кислотного, или нейтрального состава, что дополнительно вводят заданный реагент в первую и вторую оторочки с возможностью увеличение объема первой и второй оторочек, с возможностью создание радиальной фильтрации или изменения скорости полимеризации, заданный реагент представляет собой дисперсно-эмульсионный расширитель или ускоритель или замедлитель процесса полимеризации, при этом в качестве заданного реагента используют порошкообразные или жидкие продукты, перед закачкой в скважину первой оторочки и/или второй оторочки дополнительно вводят в заданную полимерную композицию дисперсно-эмульсионный расширитель, состав и концентрацию которого определяют от вида работ РИР и от выбранной марки первой и второй оторочек, перед закачкой в пласт первой и второй оторочек на устье осуществляют смешивание первой и второй оторочек, не вступающих в реакцию между собой, вводят ускоритель процесса полимеризации или дисперсно-эмульсионный расширитель, взятые в расчетном количестве, в первую и вторую оторочки и разделительный раствор или состав с возможностью разделения общего объема массы первой и второй оторочек, дополнительно осуществляют выдержку скважины в покое на заданный интервал времени после закачки второй оторочки, перед началом работ лабораторно-геофизическими методами определяют проницаемость каждой выделенной зоны по разрезу нефтесодержащего продуктивного пласта в зависимости от удаления ее от границы водонефтяного контакта с возможностью контроля заданных параметров закачки, производят первичное освоение скважины с последующим удалением продуктов реакции полимеризации первой и второй оторочек из зоны продуктивного пласта, после закачки первой и второй оторочки и выдержки скважины на заданный интервал времени, осуществляют закачку дозакрепляющего и буферного растворов или составов без выдержки скважины в покое на заданный интервал времени после закачки второй оторочки или смеси первой и второй оторочек, при этом закачку проводят в едином потоке в заданный интервал скважины, дополнительно осуществляют ремонт горизонтальных скважин с предупреждением выноса пропантов из скважин посредством закачки первой и второй оторочки с последующей закачкой дозакрепляющего раствора или состава, дополнительно осуществляют ремонт горизонтальных скважин с ограничением выноса песка в трещиновато-пористых, рыхлых или слабосцементированных коллекторах посредством применения первой и второй оторочки и последующей закачкой дозакрепляющего раствора или состава, дополнительно осуществляют ремонт горизонтальных скважин с ограничением прорывов пластовой воды в горизонтальных скважинах с установкой радиальных экранов, дополнительно после гидравлического разрыва пласта закачивают в трещину, образованную гидравлическим разрывом пласта, первой и второй оторочки и дозакрепляющей раствор или состав на заданный интервал времени с возможностью ограничения выноса песков и пропантов в ствол скважины, дополнительно осуществляют выдержку скважины на заданный интервал времени перед закачкой буферного и дозакрепляющего раствора или состава, закачку в пласт первой и второй оторочек осуществляют через разделительный раствор или состав.
В предлагаемом Способе повышения продуктивности скважин для каждого конкретного месторождения, продуктивного пласта в конкретной нефтегазоносной провинции, осуществляют выбор разделительного, буферного и дозакрепляющего раствора или состава, объемы, последовательность и способы их закачки.
Все составы и растворы, применяемые в Способе повышения продуктивности скважин, широко используются в нефтяной и газовой промышленности, как в жидкой, так и в порошкообразной или смешанной субстанциях, полученных из химических реагентов, разрешенных к использованию в нефтегазовой промышленности.
В качестве первой оторочки используют, например, полимерную смолу, формальдегидные смолы, такие как мочевино-формальдегидная (карбамидо-формальдегидная, карбамидная) смола, феноло-резорцино-формальдегидная, меламино-формальдегидная смола, феноло-анилино-формальдегидная смола, анилино-формальдегидная смола, тиомочевино-формальдегидная смола, сульфамидо-формальдегидная смола, и др. формальдегидные смолы, как соответствующие стандартам, например,
ГОСТ 16388-70, ГОСТ 16704-71, ТУ 13-369-77, ТУ 6-10-1192, так и вновь разрабатываемые марки формальдегидной смолы, например, смола феноло-резорцино-формальдегидная по ТУ-6-05-1638-78, например, смолы марки ФРФ-50Р или ФРФ-50РМ; смола по ТУ 2221-637-55778270-2004, с изменениями, например, смолы марки «Резойл-К»; смола по ТУ 2221-669-55778270-2004, с изменениями, например, смолы марки «Резойл-Ф».
В качестве второй оторочки используют отвердитель жидкий или порошкообразный отвердитель щелочного, кислотного или нейтрального состава.
Одним из общих направлений выбора отвердителя, как правило, является температура применения:
от +30°С до +50°С - выбирают отвердители кислотного состава;
с +50°С до +90°С- выбирают отвердители щелочного состава и выше+90°С - выбирают отвердители нейтрального состава.
Это правило является общим, поскольку существует много факторов геологопромыслового характера влияющих на выбор отвердителя.
В качестве жидкого отвердителя используют, например, составы полимерного отвердителя «ГЕОТЕРМ».
В качестве щелочного жидкого отвердителя используют, например, раствор уротропина в формалине, выпускаемый по ТУ 6-05-281-22-89 или по ТУ 2257-001-50527705-2012.
В качестве кислотного жидкого отвердителя используют, например, раствор органических кислот выпускаемый, например, по ТУ 2257-001-50527705-2012.
В качестве нейтрального жидкого отвердителя используют, например, раствор, выпускаемый по ТУ 2257-001-50527705-2012.
В качестве порошкообразного отвердителя используют отвердители, выпускаемые по ТУ 2257-001-50527705-2012, например, «ГЕОТЕРМ-101» до, «ГЕОТЕРМ-122».
Первая оторочка и вторая оторочка, в заданном диапазоне пластовых температур используют, как правило, раздельно, через разделительный раствор или состав или последовательно.
Однако, в случае, когда первая и вторая оторочки не вступают в реакцию между собой, то на устье перед закачкой в пласт первую и вторую оторочки смешивают.
В случае, когда первая и вторая оторочки вступают в реакцию между собой, то на устье перед закачкой в пласт первую и вторую оторочки не смешивают.
При этом перед закачкой в пласт в первую и/или во вторую оторочки на устье добавляют заданный реагент с возможностью увеличения их объема или с возможностью создания в них радиальной фильтрации, или для изменения (увеличения или уменьшения) скорости полимеризации, например, карбонат аммония, сода или параформ.
Вторую оторочку закачивают в количестве от 0,1 до 500% от объема первой оторочки.
Заданный реагент представляет собой дисперсно-эмульсионный расширитель или ускоритель или замедлитель процесса полимеризации и добавляют заданный реагент с возможностью увеличения объема первой и второй оторочек или с возможностью создания радиальной фильтрации,
В первую оторочку дополнительно вводят заданный реагент:
- дисперсно-эмульсионный расширитель, взятый в расчетном количестве, которое определяют, в том числе и в зависимости от поставленной цели выполнения работ РИР, например, концентрация карбоната аммония до 1% выполняют роль расширителя, а выше -способствует созданию радиальной фильтрации,
- ускоритель процесса полимеризации в расчетном количестве, который определяют от 0,1 до 20%, например, параформ;
- замедлитель процесса полимеризации в расчетном количестве, который определяют от 0,1 до 20%, например, технический спирт;
Во вторую оторочку дополнительно вводят дисперсно-эмульсионный расширитель, взятый в расчетном количестве, который определяют в зависимости от выбранного вида отвердителя полимерного.
Также в первую и вторую оторочки дополнительно вводят
- ускоритель процесса полимеризации и разделительный раствор или состав с возможностью разделения общего объема массы первой и второй оторочек в расчетном количестве, которые определяют от 0,1 до 20%;
- замедлитель процесса полимеризации и разделительный раствор или состав с возможностью разделения общего объема массы первой и второй оторочек в расчетном количестве, которые определяют от 0,1 до 20%.
В первую и вторую оторочки дополнительно вводят дисперсно-эмульсионный расширитель с заданным составом и концентрацией, которые определяют в зависимости от вида работ РИР и от выбранной марки первой и второй оторочек, при этом ввод дисперсно-эмульсионного расширителя осуществляют перед закачкой в скважину в расчетном количестве.
Разделительный раствор или состав закачивают в скважину с возможностью разделения первой и второй оторочек в заданном интервале очистки объекта воздействия от продуктов выпадения нефти в осадок, при этом разделительный раствор или состав закачивают в количестве от 0,1 до 2500% от объема первой оторочки, а
в качестве разделительного раствора или состава используют жидкий щелочной раствор или порошкообразный щелочной состав, кислотный или нейтральный раствор или состав, полученный из химических реагентов, разрешенных к использованию в нефтегазовой промышленности, например, вязкоупругий раствор или состав; инвертно-эмульсионные растворы; спиртосодержащие или ацетоно-растворительные растворы бензольного ряда, или растворители.
Разделительный раствор или состав, обладающий свойствами удаления и растворения продуктов нефтяных осадков, используют, например,
в низкопроницаемых пластах используют ацетон, ШФЛУ или другие растворители,
в высокопроницаемых коллекторах используют, например, инвертно-эмульсионные растворы;
в рыхлых и слабосцементированных коллекторах используют, например, разделительный раствор совместно с буферным раствором; разделительный состав совместно с буферным составом,
перед закачкой первой и/или второй оторочками, используют, например, вязкоупругие растворы или составы, а между первой и второй оторочками используют, например, растворители,
после закачки первой и/или второй оторочками, используют разделительный раствор, например, на водной, углеводородной, спиртовой или растворителесодержащей основе.
В разделительный раствор или состав дополнительно вводят дисперсно-эмульсионный расширитель, взятый в расчетном количестве, что дополнительно повышает продуктивность скважины за счет создания дополнительной латеральной фильтрации.
В качестве дисперсно-эмульсионного расширителя используют порошкообразные или жидкие продукты, добавляемые в зависимости от выбранного вида компонента и особенностей геологического строения объекта применения, например углеаммонийную соль, карбонаты или бикарбонаты натрия, алюминиевую или магниевую пудру.
Тип дисперсно-эмульсионного расширителя зависит, как от выбранного вида компонента и особенностей геологического строения объекта применения, так и в том числе, и от давления закачки композиции в расчетный район с учетом совместимость его с полимерными смолами и отвердителями.
Например, при давлении закачки до 40 атм. дисперсно-эмульсионный расширитель добавляют в полимерную смолу или в полимерный отвердитель, или в разделительный раствор или состав,
при давлении закачки от 40 до 60 атм. дисперсно-эмульсионный расширитель добавляют в первую оторочку, во вторую оторочку или в первую оторочку и разделительный раствор или состав, при давлении закачки свыше 60 атм. дисперсно-эмульсионный расширитель распределяют равномерно в первой оторочке, разделительном растворе или составе, во второй оторочке.
Компоненты дисперсно-эмульсионного расширителя, полимерной смолы, полимерного отвердитель, использованные в расчетном количестве в заявленном Способе, представлены готовые к применению первые и вторые оторочки, а именно, «ГЕОТЕРМ» от 01 до 22, выпускаемые по ТУ 2257-075-26161597-2007 или по ТУ 2257-001-50527705-2012, например, дисперсно-эмульсионный расширитель добавляют в заводских условиях, или в первую оторочку - композиция «Геотерм-11», или во вторую оторочку - композиция «Геотерм-22», или размешивают на поверхности перед закачкой вместе с первой и второй оторочками, например композиция «Геотерм-04», «Геотерм-05», «Геотерм-08».
Буферный раствор или состав закачивают в скважину с возможностью очистки или доотмывания зоны воздействия и закачивают в количестве от 0,1 до 5000% от объема первой оторочки и в качестве буферного раствора или состава используют жидкий щелочной раствор или порошкообразный щелочной состав, кислотный или нейтральный раствор или состав, полученный из химических реагентов, разрешенных к использованию в нефтегазовой промышленности, например,
растворы на водной, углеводородной, спиртовой или растворителесодержащей основе,
растворы на базе карбоксил-метил - целлюлозы или полиакриламидов с различными молекулярными рядами;
ШФЛУ, газолин, ацетон, растворитель, некондиционный бензин, «Синол-М» и газоконденсат, на нефтяной основе - нефть и эмульгатор, пресную воду, техническую воду и другие растворы, разрешенные к применению в нефтяной и газовой промышленности, а также вязкоупругие растворы или составы (ВУС) или инвертно-эмульсионные растворы (ИЭР).
Наиболее широкое распространение нашли вязкоупругие растворы или составы и инвертно-эмульсионные растворы, полученные на водонефтяной основе с использованием эмульгаторов «Алдинол-10» или» « Синол-ЭМ». Лабораторные исследования и промысловые испытания показали высокую эффективность их применения на месторождениях ТПП «Урайнефтегаз» и «Сахалинморнеютегаз». Например, на месторождении Катангли, о. Сахалин, применение вязкоупругих растворов или составов на нефтеводяной основе с использованием эмульгаторов «Алдинол-10» или» « Синол-ЭМ» удалось восстановить циркуляцию на нескольких горизонтальных скважинах, тем самым, удалить песчаные пробки и провести РИР по предотвращению их образования.
Дозакрепляющий раствор или состав закачивают в скважину для обеспечения функции удержания полимерных композиций в заданном интервале и закачивают в количестве от 0,1 до 5000% от объема первой оторочки, при этом в качестве дозакрепляющего раствора или состава используют, например,
растворы на основе торфяной вытяжки или гидрафобной -кремнийорганической жидкости,
цементные, нефтецементные, полимероцементные растворы и их комбинации (вариации), при этом в заданном случае дозакрепляющий раствор или состав в виде цементного раствора закачивают непосредственно на полимерную композицию в расчетном количестве, например, водный цементный раствор закачивается непосредственно на первую и вторую оторочку композиции «Геотерм-11» без разделительного раствора или состава в едином потоке, остатки первой и второй оторочки перемешиваются с цементным раствором и в результате этого образуется полимероцементный раствор, обладающий уникальными свойствами в виде повышенной прочности и повышенной адгезией.
Дозакрепляющий раствор или состав закачивают в пласт, как правило, например, через разделительный раствор или состав, это может быть раствор или состав идентичный ранее закачанным растворам или составам, или представлять собой обычную пресную воду, при этом учитывают способность совмещаться с первой и второй оторочками и возможность удержания первой и второй оторочек в заданном интервале.
Например, полимероцементные растворы рекомендуются к использованию на горизонтальных скважинах, особенно на скважинах после ГРП, т.к. они обладают гораздо лучшей совместимостью с жидкостями гидроразры '.а и жидкостями вскрытия горизонтального ствола скважины. При производстве этих работ используют три дозакрепляющих раствора: раствор гидроразрыва, раствор доставки пропанта в трещину или горизонтальный ствол и раствор деструктуризации. Компоненты и рецептура для получения этих растворов нам были предоставлены НГДУ «Федоровскнефть» ОАО Сургутнефтегаза. Нами, совместно с Тюменским нефтегазовым университетом, были проведены лабораторные исследования, в результате которых была установлена совместимость этих растворов с первой и второй оторочками композиций «Геотерм» и доказана, высокая эффективность их применения, установлен очень важный факт, что во время применения дозакрепляющего раствора в виде водного раствора торфяной вытяжки, время прохождения реакции не должно превышать 4 часа, в противном случае происходит разрушение образца. Этот факт учитывался при проведении РИР на многих скважинах месторождений РФ.
Водоцементные растворы рекомендуют к использованию на вертикальных скважинах, или наклонно-направленных до угла наклона 30 градусов.
Нефтецементные растворы или цементные, полимерные составы на углеводородной основе рекомендуют к использованию на скважинах с углом наклона свыше 30 градусов особенно в переходных зонах от вертикального до горизонтального ствола, где наиболее часто встречаются нарушения обсадной колонны, связанные с заколонными перетоками (заколонной циркуляцией).
Аналогичные растворы или составы могут использовать для обеспечения разных функций с учетом каждого ингредиента, а именно, процентное содержание ингредиента, количество раствора или состава, пластовая температура, глубина залегания и другие параметры.
Дозакрепляющий раствор или состав применяют в скважинах при производстве РИР в случаях требующих монолитной закупорки интервала воздействия и с целью:
ликвидации заколонной циркуляции (ЛЗКЦ),
ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны (ЛНЭК),
ликвидации негерметичности резьбовых соединений,
установки разделительных пакеров,
ликвидация межпластовых перетоков,
установка радиальных экранов,
ликвидация газовых прорывов и т.д.,
Закачку разделительногого, буферного и дозакрепляющего раствора или состава осуществляют одновременно или раздельно в заданных сочетаниях и заданных объемах.
Дополнительно в скважину осуществляют закачку сухого цемента и/или цементного раствора в количестве от 0,1 до 5000% от объема первой оторочки,
и/или закачку полимерцементного раствора в количестве от 0,1 до 5000% от объема первой оторочки для обеспечения не только монолитной закупорки, но и в необходимых случаях, дозакрепления создаваемых, пористых экранов.
В качестве сухого цемента используют, например, цемент марки G.
В качестве цементного раствора на углеводородной основе используют, например, раствор сухого цемента с дизельным топливом в расчетном количестве, раствор сухого цемента с дегазированной, обезвоженной нефтью в расчетном количестве.
3
В качестве цементного раствора на водной основе используют, например, водный раствор цемента плотностью 1,75-1,8 т/м.
3
В качестве полимерцементного раствора используют, например, растворы смолы с отвердителем и с цементом плотностью 1,45-1,5 т/м.
Объемы закачки первой оторочки, дисперсно-эмульсионного расширителя, а также выбор и необходимость закачки компонентов, таких как сухой цемент, цементный раствор, определяют в зависимости от характеристики скважины. Выбор конкретной технологии закачки компонентов, будет зависеть от поставленной цели РИР, выбранной марки первой и второй оторочек, глубины залегания, температуры, геологического строения пласта, типа коллектора и других геологопромысловых особенностей характерных для каждой скважины.
На скважинах после производства РИР по предупреждению выноса песка и пропанта в качестве дозакрепляющего раствора или состава используют, например, раствор на основе ацетона, метанола, конденсата, ШФЛУ и других составов на нефтяной, водной, спиртосодержащей или смешанной основе разрешенных к применению в нефтяной и газовой промышленности, а так же на основе водных щелочных растворов.
Наилучшие результаты были получены во время применения щелочных растворов на базе торфяной вытяжки сваренной в растворе каустической соды. Твердость образцов увеличилась в несколько раз, а проницаемость образцов по керосину увеличилась более, чем в 10 раз. Эти растворы широко применялись на Сахалине и на скважинах Пуровского нефтегазоносного района. Были случаи применения даже на горизонтальной скважине, где после применения торфяной вытяжки в качестве дозакрепляющей (ДС), при креплении пропантов, межремонтный период работы скважины, увеличился в 10 раз (с 5 до 50 суток).
2
Впервые заявленный Способ был применен при работе с этилсиликатными смолами, где в этилсиликатные смолы добавляли синтетическую виноградную кислоту в порошкообразном виде, а впереди через разделительный раствор или состав закачивался водный раствор хлорида кальция (CaCL) и после смешивания в пласте получалась соляная кислота, которая выступала в качестве отвердителя, и винно-каменный осадок, который выступал в качестве наполнителя.
Заявленный Способ нашел широкое применение на разведочных скважинах месторождений Западной Сибири.
Далее РИР стали проводить на основе фенольных смол и в настоящее время РИР осуществляют с первой и второй оторочками, например, композиций «ГЕОТЕРМ» и их аналогами, указанными в ТУ-2257-001-5052705-2012 г. к ним относится «ГЕОТРЕМ-04», «ГЕОТРЕМ-05», «ГЕОТРЕМ-08», «ГЕОТРЕМ-11», «ГЕОТРЕМ-22».
Предварительно определяют проницаемость в заданной зоне, выделенной по нефтенасыщенности, а именно,
перед началом работ лабораторно-геофизическими методами определяют не только толщину и нефтенасыщеность, но и относительную проницаемость каждой из выделенных зон по разрезу (высоте) нефтенасыщеного продуктивного пласта в зависимости от удаления ее от границы водонефтяного контакта с возможностью контроля заданных параметров закачки: время, объем и последовательность закачки, закачку осуществляют одновременно или раздельно, основу и состав разделительного, буферного и дозакрепляющего раствора или состава с учетом производства РИР.
Актуальность этого Способа нашло подтверждение при производстве РИР с целью ликвидации заколонных перетоков при добыче нефти, например, из горизонтальной скважины на Федоровском месторождении. При эксплуатации горизонтальной скважины Федоровского месторождения из скважины был получен приток нефти с водой, обводненность продукции составила 90%, были проведены лабораторно-геофизические исследования совместно с НГДУ «Федоровскнефть» и лаборатории «СургутНИПИиефть». Лабораторно-геофизическими исследованиями установлено, что относительная проницаемость зоны «Г» (предельного нефтенасыщения) значительно ниже, чем зоны «В» (недонасыщенной переходной зоны). В связи с этим было принято решение установить в переходной зоне радиальный экран, через первый фильтр горизонтального участка. Для чего нужно было отсечь зону предельного нефтенасыщения «Г». Для этого в ствол скважины была закачана смесь растворов на нефтяной основе (смесь разделительного и буферного растворов) до первого фильтра в горизонтальном стволе, начиная с забоя. Далее через отверстия первого фильтра был установлен радиальный экран на водо-полимерной основе с дозакреплением экрана дозакрепляющим раствором или составом. После освоения скважины проведенного по дополнительному плану, обводненность продукции скважины снизилась с 90% до 76%.
По заявленному Способу были проведены РИР на нескольких скважинах Федоровского месторождения и на скважинах месторождений ООО «РН-Пурнефтегаз», в результате которых был выявлен, например, процесс создания радиальной фильтрации, и этот процесс доказан лабораторными исследованиями, проводимыми в лаборатории ЗапСибБурНИПИ.
Лабораторные исследования проводились в условиях максимально приближонных к пластовым, пластовое давление равное 100 атм., и температура +60°С. В процессе экспериментов концентрация карбоната аммония увеличивалась от 0.1% до 25% от общего объема композиции. Было установлено, что увеличение концентрации карбоната аммония до 20% приводит к увеличению относительной проницаемости образцов, а свыше20% приводит к резкому падению проницаемости вплоть до нуля. Это явление объясняется частичным разрушением скелета и закупоркой порового пространства образца.
В природных условиях при разработке месторождения сложенного слабосцементированными коллекторами, на его поздней стадии, это явление сопровождается аномально-очаговыми выбросами песка в ствол скважины. Эти факторы следует учитывать при планировании РИР на скважине, в частности, выборе первой и второй оторочек и технологии производства РИР.
В предлагаемом Способе дополнительно учитывают наличие прорывов нагнетаемой воды в ствол добывающей скважины, и, возможность, ликвидации нагнетаемой воды при производстве работ по повышению продуктивности скважин, в том числе и РИР, в нагнетательной скважине, а также целесообразность проведения работ по повышению продуктивности скважин, в том числе и РИР, одновременно в добывающей и в нагнетательной скважине, при этом в добывающей скважине, в том числе и с целью ликвидации прорывов нагнетаемой жидкости.
Предлагаемый Способ повышения продуктивности скважин позволяет проводить подобные работы.
В предлагаемом Способе, в отличие от известных, используют метод интерпретации, это когда из массы данных полученных различными путями, лабораторными, геофизическими, промысловыми, разбивкой месторождений на провинции, на продуктивные пласты, на зоны нефтенасыщения, а в них уже разбивкой по пористости и проницаемости. С учетом всем этим данных разрабатывают вариант способа повышения продуктивности скважины методом интерпретации.
В настоящее время в основном используют метод интерполяции, в котором используют, например данные полученные по единичным скважинам в процессе вскрытия продуктивного пласта и уже по ним методом интерполяции определяют данные по всем остальным скважинам и выдают данные для составления способа повышения продуктивности скважин.
Метод интерполяции был актуален в геологоразведочный период времен Ю.Г. Эрвье и Ф.К. Салманова, а метод интерпретации, стал актуален в настоящее время, ведь в данный момент времени накоплен огромный опыт работ проведения РИР и собран большой объем информации, который просто не используют из-за разобщенности нефтедобывающих предприятий и различий в подходе к решаемым проблемам, по-нашему мнению, оба метода имеют право на жизнь.
Варианты видов РИР с использованием заявленного способа на основе полимерных композиций «Геотерм», применяемых в целях повышения продуктивности скважин на месторождениях Среднего Приобья приведены в таблице.
Способ повышения продуктивности скважин осуществляют следующим образом.
Перед началом работ лабораторно-геофизическими методами определяют толщину, нефтенасыщеность и относительную проницаемость каждой из выделенных зон по разрезу (высоте) нефтенасыщеного продуктивного пласта в зависимости от удаления ее от границы водонефтяного контакта с возможностью контроля заданных параметров закачки: время, объем и последовательность закачки, закачку осуществляют одновременно или раздельно, основу и состав разделительного, буферного и дозакрепляющего раствора или состава с учетом производства РИР.
Предварительно определяют проницаемость в заданной зоне, выделенной по нефтенасыщенности, также определяют объемы закачки и последовательность, цикличность закачек компонентов.
Определяют в продуктивных пластах с рыхлыми слабосцементированными пористыми и/или трещиноватыми коллекторами наличие:
зоны остаточной нефтенасыщенности,
зоны предельного водонасыщения,
недонасыщенной переходной зоны с зоной рыхлосвязанной воды с интенсивным течением диффузных слоев воды и с подзоной повышенного содержания нефти,
зоны предельного нефтенасыщения с учетом наличия или отсутствия глинистых перемычек на границах зоны предельного водонасыщения и переходной зоны.
Составляют и утверждают план проведения РИР на скважине, проводятся лабораторные исследования и отбор проб для контроля, расстановка техники, инструктаж бригады, и.т.д. согласно плана работ РИР. Далее, например, перед проведением РИР по повышению продуктивности скважин башмак НКТ устанавливают, например, на 20 м, выше верхних отверстий интервала перфорации и закачивают в НКТ последовательно.
3
Буферный раствор или состав в количестве от 0,1 до 5 000% от объема первой оторочки, например, вязкоупругий раствор в объеме 3 м,
3
3
затем первую оторочку - полимерную смолу, например, в объеме 1 м, с добавкой дисперстно-эмульсионного расширителя, например, карбонат натрия, плюс разделительный раствор или состав в количестве от 0,1 до 2 500% от объема первой оторочки, например, вязкоупругий раствор в объеме 0,2 м, с добавкой дисперстно-эмульсионного расширителя, например, карбонат натрия,
3
затем вторую оторочку - отвердитель в количестве от 0,1 до 500% от объема первой оторочки, например, в объеме 1 м,
3
следом буферный раствор или состав в количестве от 0,1 до 5000% от объема первой оторочки, например, пресная вода в объеме 1 м, и закрепляющий раствор в количестве от 0,1 до 5 000% от объема первой оторочки, например, цементный или нефтецементный (полимероцементный) раствор в объеме 1.м,
3
и завершает эту композицию снова буферный раствор или состав в количестве от 0,1 до 5 000% от объема первой оторочки, например, пресная вода в объеме 1 м.
Вышеуказанную композицию доводят до башмака НКТ или до равенства давлений: давления закачки на устье скважины и давления опрессовки эксплуатационной колонны (э/к).
Закачку разделительногого, буферного и дозакрепляющего раствора или состава осуществляют одновременно или раздельно в заданных сочетаниях и заданных объемах.
Также перед закачкой в пласт первой и второй оторочек на устье осуществляют смешивание первой и второй оторочек, не вступающих в реакцию между собой, или не смешивают первую и вторую оторочки, вступающие в реакцию между собой, а также перед закачкой в пласт дополнительно в первую и/или во вторую оторочки на устье вводят заданный реагент, обеспечивающий, например, увеличение объема первой и второй оторочек или возможность создания радиальной фильтрации, или изменение скорости полимеризации.
Осуществляют отсечение водонасыщенной зоны от зоны предельного нефтенасыщения с возможностью обеспечения притока нефти в продуктивный пласт из подзоны повышенного содержания нефти.
После равенства давлений: давления закачки на устье скважины и давления опрессовки э/к или продавки всего объема композиции до башмака НКТ производят вымыв остатков композиции посредством обратной промывки, подъем НКТ на безопасную высоту, например, 100 м, и герметизируют устье скважины под давлением закачки на заданный период времени, например, 24 ч. Через сутки или ранее по результатам схватывания поверхностных проб полимероцементный «стакан» спрессовывают, разбуривают и вновь опрессовывают и если результаты опрессовки положительны, то выполненные работы РИР признаются успешными. Такие работы проводят при переводе скважин на эксплуатацию нижележащих объектов, при переводе скважин на вышележащие объекты и разбуревание полимероцементного стакана не предусматривается.
Скважину герметизируют под давлением закачки после закачки полимерной композиции в пласт во время прохождения реакции поликонденсации, на заданный интервал времени с целью сохранения результатов увеличения объема композиции: сохранения одинакового объема полимерной композиции в жидком и твердом состоянии или ускорения процесса создания радиальной фильтрации в пласте.
В нагнетательную и/или добывающую скважину, имеющую глубину 2000 м, через НКТ или гибкую трубу, дополнительно снабженные пакером различного типа или струйным насосом, спущенные в расчетный район одновременно или последовательно закачивают первую оторочку в расчетном количестве и вторую оторочку в количестве от 0,1 до 500% от объема первой оторочки через разделительный раствор или состав в количестве от 0,1 до 2 500% от объема первой оторочки или буферный раствор или состав в количестве от 0,1 до 5 000% от объема первой оторочки с дисперстно-эмульсионным расширителем в расчетном количестве, а затем продавливают их в расчетный район добывающей и/или нагнетательной скважин, например район подошвенной части продуктивного пласта добывающей скважины.
По показаниям скважины дополнительно осуществляют выдержку скважины в покое на заданный интервал времени после закачки второй оторочки - скважину оставляют для прохождения реакции поликонденсации в расчетном районе скважины, затем скважину переводят в режим притока углеводорода, то есть осваивают, промывают и запускают в эксплуатацию.
При этом производят первичное освоение скважины с последующим удалением продуктов реакции полимеризации полимерной композиции из зоны продуктивного пласта, после закачки полимерной композиции и выдержки скважины на заданный интервал времени, освоение скважины осуществляют одним из известных способов, например, с помощью струйного насоса и последующем переводом скважины в добычу с параметрами, близкими полученным, при первичном освоении скважины.
Например, при последовательной закачке сначала закачивают разделительный раствор или состав в количестве от 0,1 до 2 500%, например, некондиционный бензин, или разделительный раствор или состав в количестве от 0,1 до 2 500% с дисперстно-эмульсионным расширителем в расчетном количестве, например, 15% от объема первой оторочки.
Затем закачивают в расчетном количестве первую оторочку, например, смолу ФРФ-50Р, ФРФ-50РМ, «ГЕОТЕРМ» или первую оторочку с дисперстно-эмульсионным расширителем, например, смолу ФРФ-50Р с карбонатом, ФРФ-50РМ с бикарбонатом натрия, в расчетном количестве, например, дисперстно-эмульсионный расширитель в первую оторочку вводят в количестве 12% от объема первой оторочки.
За первой оторочкой закачивают буферный раствор или состав в количестве от 0,1 до 5 000% от объема первой оторочки, например, ШФЛУ, или буферный раствор или состав в количестве от 0,1 до 5 000% с добавкой дисперстно-эмульсионного расширителя в расчетном количестве, например, 18% от объема первой оторочки.
После чего закачивают вторую оторочку в количестве от 0,1 до 500% от объема первой оторочки, например, отвердитель «ГЕОТЕРМ-101».
Дополнительно осуществляют выдержку скважины в покое на заданный интервал времени после закачки второй оторочки.
За второй оторочкой закачивают буферный раствор или состав в количестве от 0,1 до 5 000% от объема первой оторочки, например, газолин, или буферный раствор или состав в количестве от 0,1 до 5 000% от объема первой оторочки с дисперстно-эмульсионным расширителем в расчетном количестве, например, 10% от объема первой оторочки.
Например, при одновременной закачке компонентов сначала закачивают в расчетном количестве буферный раствор или состав в количестве от 0,1 до 5 000% от объема первой оторочки, например, ацетон, за ней закачивают в расчетном количестве состав: первой оторочки, второй оторочки, при этом вторая оторочка взята в количестве от 0,1 до 500% от объема первой оторочки.
Возможна закачка в пласт первой и второй оторочек через разделительный раствор или состав.
При этом закачку в пласт первой и второй оторочек осуществляют, например,
на устье предварительно смешивают первую и вторую оторочки, не вступающие в реакцию между собой, например, «Геотерм-04 или «Геотерм-05»
или на устье предварительно не смешивают первую и вторую оторочки, вступающие в реакцию между собой, например, «Геотерм-01 или «Геотерм-02»,
или добавляют заданный реагент, например, параформ, в одну из оторочек первую или вторую,
или добавляют заданный реагент, например, параформ, в смесь первой и второй оторочек.
После чего закачивают разделительный раствор или состав в количестве от 0,1 до 2 500% от объема первой оторочки или разделительный раствор или состав с дисперстно-эмульсионным расширителем, при этом дисперстно-эмульсионный расширитель взят в расчетном количестве, например, 20% от объема первой оторочки.
Дополнительно осуществляют выдержку скважины на заданный интервал времени перед закачкой буферного и дозакрепляющего раствора или состава.
Далее закачивают буферный раствор или состав, например, ацетон в конденсате, в количестве от 0,1 до 5 000% от объема первой оторочки
и/или дозакрепляющий раствор или состав, например, полимероцементный раствор, в количестве от 0,1 до 5 000% от объема первой оторочки.
Например, закачку дозакрепляющего и буферного раствора или состава осуществляют без выдержки скважины в покое на заданный интервал времени после закачки второй оторочки или смеси первой и второй оторочек, при этом закачку проводят в едином потоке в заданный интервал скважины.
Затем закрывают затрубное пространство и продавливают состав в расчетный район скважины, при этом последнюю закачку компонента, например, разделительного раствора или состава, доводят до расчетного района, например, района подошвенной части продуктивного пласта добывающей скважины.
По показаниям скважины дополнительно осуществляют выдержку скважины в покое, затем скважину переводят в режим притока углеводорода, то есть осваивают, промывают и запускают в эксплуатацию.
При снижении, например, дебита по нефти и увеличении в продукции пластовой воды и газа на добывающей скважине работы по закачке заявленных компонентов повторяют многократно.
В нагнетательную и/или добывающую скважину, имеющую глубину от 2000 до 2020 м, через НКТ или гибкую трубу, дополнительно снабженные пакером различного типа или струйным насосом, спущенные в расчетный район одновременно или последовательно закачивают вязкоупругий раствор в количестве от 0,1 до 5000% от объема первой оторочки, первую оторочку в расчетном количестве и вторую оторочку в количестве от 0,1 до 500% от объема первой оторочки через разделительный раствор или состав в количестве от 0,1 до 2 500% от объема первой оторочки и полимерцементного раствора в количестве от 0,1 до 5 000% от объема первой оторочки, а затем продавливают их в расчетный район, например, район подошвенной части продуктивного пласта добывающей скважины.
По показаниям скважины дополнительно осуществляют выдержку скважины в покое на заданный интервал времени после закачки разделительного раствора на водной основе.
Затем осуществляют перевод скважины в режим притока углеводорода в добывающей скважине и закачку жидкости в нагнетательную скважину.
Дополнительно осуществляют
- ремонт горизонтальных скважин с предупреждением выноса пропантов из скважин посредством закачки первой и второй оторочек с последующей закачкой дозакрепляющего раствора или состава;
- ремонт горизонтальных скважин с ограничением выноса песка в трещиновато-пористых, рыхлых или слабосцементированных коллекторах посредством применения первой и второй оторочек и последующей закачкой дозакрепляющего раствора или состава;
- ремонт горизонтальных скважин с ограничением прорывов пластовой воды в горизонтальных скважинах с установкой радиальных экранов;
- после гидравлического разрыва пласта закачку в трещину, образованную гидравлическим разрывом пласта, первой и второй оторочки и дозакрепляющего раствора или состава на заданный интервал времени с возможностью ограничения выноса песков и пропантов в ствол скважины.
Предлагаемый Способ испытывали в промысловых условиях на скважинах РФ, в том числе и на скважинах Пуровского нефтегазоносного района.
Пример 1.
На скважине, вскрывшей трещиновато-пористый продуктивный пласт в интервале 1800-1815 м, были проведены работы по повышению нефтеотдачи посредством предупреждения поступления пластовой воды из подошвенной части пласта - переходной зоны в ствол добывающей скважины.
До проведения работ РИР по повышению нефтеотдачи скважина имела следующие параметры:
Дебит нефти - 12,5 т/сут; обводненность - 95%.
Закачивают в ствол добывающей скважины при давлении закачки Рнач.=20 атм. и Ркон.=40 атм. одновременно:
3
первую оторочку- смолу «Геотерм-002н» в количестве 1 м,
3
разделительный раствор - ШФЛУ в количестве 0,2 м (20% от объема первой оторочки);
вторую оторочку- отвердитель «Геотерм-102н» в количестве 1 м (100% от объема первой оторочки);
буферный раствор - ацетон в количестве 0,5 м (50% от объема первой оторочки);
дозакрепляющий состав - нефтецементная смесь в количестве 1 м (100% от объема первой оторочки).
Оставляют скважину под давлением закачки на 20 ч. Через 20 ч скважину осваивают и промывают до забоя.
После проведения работ по повышению нефтеотдачи скважина имеет следующие параметры:
дебит нефти - 20,5 т/сут; обводненность - снизилась до 57%.
Закачка компонентов позволила снизить обводненность на 38%. и тем самым повысить нефтеотдачу на 8,0 т/сут за счет увеличения дебита нефти до 20,5 т/сут.
Например, последовательность проведения РИР на скважинах
Составление и утверждение программы РИР, при составлении программы работ обязательно учитывают зональное строение нефтегазового пласта в скважине по вертикали с выделением зон по нефтенасыщенности, проводят лабораторные исследования в лаборатории нефтегазового управления (НГДУ). Согласовывают и утверждают план работ непосредственно на скважине, в котором непосредственно учитывают не только зональное строение нефтегазовой залежи, но и пористость коллектора в каждой выделенной зоне.
По совокупности этих факторов определяют относительную проницаемость коллектора в каждой выделенной зоне, и, соответственно, определяют такие важные параметры, как давление, время и объемы закачки, определяют химический состав первой и второй оторочек, количество добавляемых ингредиентов, далее определяют последовательность и объем закачиваемых химических реагентов:
первой и второй оторочек, при этом вторую оторочку в виде выбранного отвердителя в количестве от 0,1 до 500% от объема первой оторочки в виде выбранной смолы,
разделительного раствора, например, в виде растворителя от 0,1 до 2 500% от объема выбранной смолы,
буферного раствора, например, на водной, углеводородной, спиртовой или растворителесодержащей основе, в количестве от 0,1 до 5000% от объема смолы,
дозакрепляющего раствора, например, в виде цементного раствора
При подготовке скважины к производству РИР осуществляют
- отбор проб и проведение лабораторных исследований в передвижной лаборатории из химических реагентов, доставленных непосредственно на устье скважины;
- инструктаж бригады, расстановка техники, спуск НКТ, промывка забоя, установка НКТ на необходимую глубину, опрессовка НКТ и нагнетательных линий и т.д. согласно, плана работ.
После чего осуществляют закачку в пласт разделительного раствора с заданными параметрами с возможностью очистки пласта и удержания первой и второй оторочек в заданном интервале согласно плана работ;
Затем осуществляют закачку в пласт первой и второй оторочек, предварительно осуществив на устье:
смешивание первой и второй оторочек, не вступающих в реакцию между собой, если первая и вторая оторочки при смешивании вступают в реакцию между собой, то их не смешивают, также дополнительно вводят заданный реагент в одну из оторочек первую или вторую или в смесь первой и второй оторочек.
После чего осуществляют закачку в пласт буферного раствора или состава и дозакрепляющего раствора или состава, при этом закачку в пласт дозакрепляющего раствора или состава осуществляют через разделительный раствор или состав, идентичный ранее закачанным растворам или составам, например, в виде технической воды, в виде пресной воды, или в виде раствора или состава, способного совмещаться с заданной первой и второй оторочек, например, ацетон, ШФЛУ, спирт, растворитель, и т.д.
Освоение скважины проводят по дополнительному плану специализированными бригадами.
При этом учитывают, что время выдержки скважины после производства РИР по предупреждению выноса песка и пропанта гораздо меньше, чем при производстве РИР с целью ликвидации НЭК и ЗКЦ с применением цементных растворов.
РИР с использованием цементных растворов занимают гораздо больше времени, чем РИР с использованием только первых и вторых оторочек (чистых полимерных композиций) приблизительно в два раза, но они могут быть значительно дороже. Но это не обязательно, например, в настоящее время выпускают цемент по цене, превосходящей стоимость современных первых и вторых оторочек. А также рекомендуется после первичного освоения скважины по РИР с целью предупреждения выноса пропанта и песков, опустить НКТ до забоя и провести промывку скважины. Для этого рекомендуется использовать струйные насосы как во время проведения РИР, так и во время освоения.
По окончанию закачки дозакрепляющей пачки - изоляционной композиции осуществляют герметизацию устья скважины под давлением закачки или с подъемом НКТ на безопасную высоту, согласно основного или дополнительного плана РИР, в соответствии с регламентирующими документами Роспотребнадзора при работе на объектах с повышенной опасностью согласованных с супервайзерской службой.
Так как были случаи, когда дополнительный план по освоению скважин после РИР приходилось согласовывать лично с начальником экспедиции г. Мирный Самаркой области, в «Урайнефтегаз» с руководством супервайзерской службы. Это касается опытно-промышленных работ. И не последнюю роль в решении этого вопроса играет наличие на местах своих химических реагентов и промыслового оборудования.
Например, эти условия широко применялись на Барсуковском месторождении Пуровского района и в 90-95% скважин после РИР по предупреждению выноса песков и пропантов восстанавливается циркуляция промывочной жидкости, которая позволяет провести полноценную промывку скважины и удалить продукты реакции с забоя. Это позволяет отказаться от применения гидрожелонок, пагубное воздействие которых, доказано промысловыми экспериментами и описано во многих работах, например на Барсуковском, Комсомольском и Тарасовском месторождениях.
Все предлагаемые рекомендации находят свое подтверждение лабораторными исследованиями, проводимыми в лабораториях НГДУ (нефтегазодобывающих управлениях), а также контролируются передвижными лабораториями непосредственно перед проведением РИР на устье скважины, и подтверждаются результатами промысловых работ.
Пример 2.
3
На скважине Шхунного месторождения о. Сахалин, вскрывшей слабосцементированный нефтеносный пласт на глубине 2630-2645 м из-за выноса песка межремонтный период (МРП) сократился до 15 суток. Дебит нефти составил 3 т/сут. Было принято решение провести работы по предупреждению выноса песка и увеличения МРП с увеличением дебита нефти. Лабораторно-геофизическими методами была определена относительная приемистость продуктивного пласта (предельного нефтенасыщения), которая составляла 300 м/сут., при давлении на устье 40 атм. Пластовая температура +85°С.
Для производства РИР была выбрана следующая схема на базе композиции «Геотерм-02 В».
В НКТ, спущенные на глубину 2610 м, башмак которых оборудован, перо-воронкой закачивают пескоизоляционную композицию в следующих объемах и последовательности:
3
1. Вязкоупругий раствор на нефтяной основе в объеме 6 м(буферный раствор);
2. Ацетон в объеме 1 м (разделительный раствор);
3
3. Первую оторочку - смолу «Геотерм-002 В» с добавкой 10% дисперсно-эмульсионного расширителя для увеличение объема полимерной композиции, с возможностью создание радиальной фильтрации или изменения скорости полимеризации в объеме 1 м,
4. Ацетон в объеме 0.4 м (разделительный раствор);
3
5. Вторую оторочку- отвердитель «Геотерм-002 В» с добавкой 10% дисперсно-эмульсионного расширителя» в объеме 1 м;
3
6. Ацетон в объеме 1 м (разделительный раствор);
7. Продавочную жидкость (жидкость глушения) - в расчетном объеме.
нач
к
Доводят композицию до башмака НКТ, закрывают затрубное пространство и продавливают композицию в слабосцементированный пласт, при Р=40 и Р=70 атм.
3
Скважину герметизируют под давлением 70 атм. Через 12 часов давление скважины на устье стало первоначальным. Скважину промывают и осваивают методом определения относительной проницаемости при давлении на устье 40 атм. Приемистость составила 100 м/сут.
3
Было принято решение восстановить проницаемость дозакрепляющим составом на базе торфяной вытяжки. Для чего торфяная вытяжка, сваренная в каустической соде, была разбавлена в пресной воде в соотношении 1:2 в объеме 4 м и закачана в продуктивный пласт. Через 4 часа скважина была освоена, с применением струйного насоса, и промыта до забоя, приемистость составляла 270 м /сут при давлении 40 атм.
Скважину запускают в эксплуатацию, и она работала целый год, с дебитом нефти 7 т/сут, тем самым увеличив дебит нефти на 4 т/сут., и исключив 24 ремонта скважины за один год, каждый ремонт по продолжительности составляет не менее 3 суток, 72 суток скважина работала, а не стояла на ремонте.
Пример 3.
3
На скважине Горбуновского месторождения Самарской области, вскрывшей трещиновато-пористый коллектор на глубине 1870-1890 м., открылся заколонный переток с глубины 2100 м. Дебит нефти снизился до 1 т/сут, обводненность выросла до 95%. Было принято решение провести РИР по отсечению заколонного перетока с нижележащего горизонта. Лабораторно-геофизическими методами определили относительную приемистость продуктивного пласта Q=215 м /сут при давлении на устье 20 атм., определили приемистость нижележащего водяного горизонта Q=278 м/сут при давлении 20 атм., пластовая температура составляет +48°С.
Для производства РИР была выбрана полимерная композиция «Геотерм-11», которая закачивалась в скважину в следующих объемах и последовательности
В НКТ, спущенные на глубину 1850 м, закачивают следующую водоизоляционную композицию:
3
1. Водный раствор полиакриламида (ПАА) с добавкой КМЦ в объеме 4 м (буферный раствор);
3
2. Некондиционный бензин в объеме 0.5 м (разделительный раствор);
3
3. Первую оторочку - смолу «Геотерм-011» с добавкой 2% дисперсно-эмульсионного расширителя в объеме 1.2 м;
3
4. Некондиционный бензин в объеме 0.2 м (разделительный раствор);
3
5. Вторую оторочку - отвердитель «Геотерм-011» в объеме 1.2 м;
3
6. Некондиционный бензин - 0.4 м; (разделительный раствор)
3
7. Цементно-полимерный раствор - 2 м; (дозакрепительный раствор)
8. Продавочную жидкость (жидкость глушения на нефтяной основе) - в расчетном объеме.
нач
кон
Доводят композицию до башмака НКТ, закрывают затрубное пространство и продавливают композицию в заколонное пространство, до жидкости глушения или состава на нефтяной основе при Р=20 атм. и Р=80 атм. Герметизируют устье скважины на 24 часа. Через 24 часа скважину промывают и осваивают с помощью струйного насоса.
Обводненность скважины снизилась до 30%, дебит нефти увеличился до 14.5 т/сут., тем самым увеличив дебит нефти на 13,5 т/сут.
Предлагаемое техническое решение позволяет снизить обводненность продукции скважины, увеличить межремонтный период работы скважины и дебит по нефти, тем самым, повысить продуктивность, скважины, в том числе и горизонтальных, в трещиновато-пористых, пористых, рыхлых и слабосцементированных, высоко- и низкотемпературных коллекторах на месторождениях, которые обладают своим рядом геологопромысловых особенностей, учитывая особенности геологического строения с разбивкой продуктивного пласта по зонам нефтенасыщенности и учитывая проницаемость в этих зонах, также учитывая промысловые особенности месторождений и особенности первой и второй оторочек, используемых растворов, составов и реагентов, последовательности их применения при проведении РИР, для увеличения дебита нефти из скважин после проведения РИР, для увеличения притока нефти в продуктивный пласт и снижения обводненности скважины, кроме этого заявленный Способ повышения продуктивности скважин применим для снижения или предупреждения выноса песков и пропантов, при ремонте горизонтальных скважин, с ограничением прорывов пластовой воды и установкой радиальных экранов, а также Способ повышения продуктивности скважин можно дополнительно использовать с целью предупреждения выноса песков и пропантов в ствол скважин после ГРП, применим с первичным освоением скважины и последующим удалением продуктов реакции полимеризации первой и второй оторочек из зоны продуктивного пласта посредством известных способов и устройств, например, при помощи струйного насоса, гибкой трубы и последующим переводом скважины в добычу с параметрами, близкими полученным, при первичном освоении скважины.