Способ увеличения нефтеотдачи пластов Российский патент 2021 года по МПК E21B33/138 

Заявляемое изобретение «Способ увеличения нефтеотдачи пластов» относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к технологиям воздействия на нефтегазоносные пласты с целью изоляции высокопроницаемых прослоев для перераспределения фильтрационных потоков закачиваемой воды при регулировании процесса разработки нефтяных залежей.

Известен способ обработки нагнетательных скважин, описанный в RU 2138626, МПК Е21В 43/22, 43/32, заключающийся в извлечении остаточной нефти из обводненного неоднородного пласта и включающий вытеснение нефти с помощью мицеллярного раствора, содержащего водорастворимый ПАВ, маслорастворимый ПАВ, углеводородную жидкость и воду, в котором дополнительно перед закачкой в пласт или непосредственно в процессе закачки мицеллярного раствора проводят изоляцию высокопроницаемых зон пласта путем закачки мелкодисперсных твердых частиц.

Недостатком известного способа является низкая эффективность.

Данный недостаток обусловлен присутствием мицеллярного раствора, имеющего низкую стойкость к воде низкой и высокой минерализации, что затрудняет извлечения нефти из низкопроницаемых нефтенасыщенных зон.

Известен кислотный состав, см. RU №2173383, МПК E21B 43/27, опубл.10.09.2001, который относится к составам на основе соляной кислоты для обработки карбонатных и содержащих карбонаты пластов нефтяных месторождений. Кислотный состав включает соляную кислоту и замедлитель, причем в качестве замедлителя он содержит природный или синтетический кислоторастворимый алюмосиликат при соотношении компонентов, мас.%: алюмосиликат (в пересчете на сухое вещество) 0,5 - 10,0 соляная кислота - остальное. В качестве алюмосиликатов используются природные или синтетические алюмосиликаты, в том числе и отходы производства.

Недостатком известного технического решения является низкая эффективность.

Данный недостаток обусловлен недостаточной глубиной проникновения кислотного состава в пласт.

Известен также принятый за прототип способ перераспределения фильтрационных потоков для регулирования процесса разработки нефтяных залежей, при котором для повышения производительности скважин закачивали в пласт кислотный состав, включающий соляную кислоту и жидкое стекло. (См. В.И.Кудинов, Б.М.Сучков. (см. «Методы повышения производительности скважин», Самара: Кн. Изд-во, 1996, с.95.).

Недостатком известного технического решения является низкая эффективность.

Данный недостаток обусловлен недостаточной глубиной проникновения кислотного состава в пласт из-за высокой скорости реакции с карбонатной породой, поскольку используемый состав неадаптирован к геолого-физическим условиям конкретного месторождения и поскольку проведение мероприятий в нагнетательных скважинах обусловлено нечетко подобранным кислотным составом и плотностью жидкого стекла (силиката натрия), а также объемами порций рабочих растворов и концентрацией компонентов, которые выбираются в зависимости от коллекторских свойств пласта, которые , в зависимости от регионов нефтедобычи могут быть различными, приемистости нагнетательной скважины, степени и характера обводнения реагирующих добывающих скважин и других показателей.

Технической проблемой заявляемого изобретения «Способ увеличения нефтеотдачи пластов» является увеличение охвата пласта заводнением по толщине, перераспределения объемов закачки между пластами и пропластками при одновременном воздействии на них вытесняющей композицией с гелеобразующим составом (ГОС).

Техническим результатом заявляемого изобретения «Способ увеличения нефтеотдачи пластов» является повышение изоляции высокопроницаемых прослоев, для перераспределения фильтрационных потоков закачиваемой воды, путем обработки нагнетательных скважин с карбонатными породами и за счет более полного учета факторов, влияющих на эффективность мероприятий по повышению нефтеотдачи.

Поставленный технический результат достигается тем, что в известном способе увеличения нефтеотдачи пластов, включающем Способ увеличения нефтеотдачи пластов, путем обработки нагнетательных скважин, включающий первоначальную остановку закачки воды в скважину с последующей сборкой нагнетательной линии, которую опрессовывают на полуторократное давление от рабочего, после чего определяют приёмистость скважины до обработки, согласно изобретению, далее перед закачкой в пласт композиции экспериментально определяют зависимость от коллекторских свойств пласта, приемистости нагнетательной скважины, степени и характера обводнения добывающих скважин порции рабочих растворов и компонентов композиции, на основе полученной зависимости определяют концентрацию и оптимальное количество композиции, которую приготавливают на пресной воде в виде смеси водного раствора кислоты соляной ингибированной 22% - 25%-ой и промышленно-выпускаемого силиката натриевого жидкого плотностью 1,4 – 1,45 г/см³ по технологии гелеобразующих составов (ГОС), после чего производят отбор проб при закачке первой и последней части объема упомянутой смеси в пласт, затем нагнетательную линию вновь опрессовывают на полуторократное давление от рабочего, после закачки всего запланированного объёма композиции, в виде упомянутой смеси, ее продавливают в пласт пресной водой, далее вновь определяют приёмистость после обработки и закрывают скважину не менее чем на 12 часов для структурообразования с последующим открытием скважины под закачку.

Между отличительными признаками и достигаемым техническим результатом существует следующая причинно-следственная связь.

В отличие от аналогов и прототипа, закачиваемая в пласт приготовленная на пресной воде по технологии ГОС композиция в виде смеси водного раствора кислоты соляной, ингибированной 22% - 25% и промышленно-выпускаемого силиката натриевого жидкого плотностью 1,4 – 1,45 г/см³ способствует образованию осадко-гелеобразующего состава, поэтому использование в предложенном способе полученной композиции в виде упомянутой смеси для разработки обводненной нефтяной залежи неоднородной по геологическому строению, повышает изоляцию высокопроницаемых прослоев, поскольку, одновременно, способствует перераспределению фильтрационных потоков закачиваемой воды, путем обработки нагнетательных скважин. Такими образом, при подготовке смеси использовали пресную воду, а в пласт закачивали приготовленную на пресной воде по технологии ГОС (гелеобразующего состава) композицию в виде смеси водного раствора кислоты соляной, ингибированной 22% - 25% и промышленно-выпускаемого силиката натриевого жидкого плотностью 1,4 – 1,45 г/см³, при этом происходит образование объемного осадка, который создает устойчивый изолирующий экран, кольматирует поровое пространство промытых интервалов, обеспечивая при этом перераспределение фильтрационных потоков, увеличивая эффективность вытеснения нефти. Наличие осадков разного типа – объемного гелеобразного осадка, оказывает взаимное дополняющее действие и улучшает изоляцию обработанных интервалов пласта. Полученный осадок имеет объемную структуру и заполняет весь объем порового пространства, препятствуя фильтрации закачиваемой воды, что служит снижению подвижности осадка, препятствуя его размыванию. Во всех случаях объемы порций рабочих растворов и концентрацию компонентов выбирают в зависимости от коллекторских свойств пласта, приемистости нагнетательной скважины, степени и характера обводнения реагирующих добывающих скважин и других показателей. В заявленном способе произведенное перераспределение фильтрационных потоков закачиваемой в пласт жидкости успешно применяют для пористых и трещиноватых коллекторов, поскольку установленные требования к технологическому процессу применения гелеобразующих составов (ГОС) на основе жидкого стекла, адаптированных к геолого-физическим условиям месторождений, используемых мероприятий в нагнетательных скважинах, направлено на регулирование процесса разработки нефтяных залежей.

Заявляемое изобретение устанавливает технологические требования к производству работ по проведению геолого-технических мероприятий, направленных на выравнивание профиля приёмистости нагнетательных скважин по технологии гелеобразующих составов на основе жидкого стекла. Данный вид воздействия в виде закачиваемой в пласт приготовленной на пресной воде по технологии ГОС композиции, представляющей собой смесь водного раствора кислоты соляной, ингибированной 22% - 25% и промышленно-выпускаемого силиката, натриевого жидкого, плотностью 1,4 – 1,45 г/см³, способствует образованию осадко - гелеобразующего состава, что приводит к значительному увеличению нефтеотдачи пластов за счёт повышения охвата заводнением в неоднородных пластах, снижения обводнённости продукции действующих скважин и повышения темпов отбора нефти. Наибольший эффект от применения закачки по технологии, предложенных настоящим изобретением гелеобразующих составов (ГОС) на основе жидкого стекла, достигается при воздействии на залежи, обводнившейся в процессе разработки, поскольку при разработке такой залежи с высокой зональной и послойной неоднородностью, а также трещиноватых пластов таких объектов, может произойти прорыв воды в добывающие скважины В связи с этим проблема изыскания рациональных технологий разработки для этих месторождений является наиболее актуальной. Трудность извлечения нефти в такой период обусловлена тем, что обводнение продуктивной части происходит неравномерно. Сложно - построенные коллекторы месторождений неоднородны по проницаемости, разрезу и литологическому составу. Это приводит к образованию многочисленных застойных зон с целиками нефти, которые существующей системой заводнения в разработку полностью не вовлекаются. В таких случаях первостепенное значение приобретают мероприятия, направленные на селективную изоляцию обводненных пропластков и ограничение отбора попутной воды.

Эффективным методом решения указанной выше задачи при заводнении продуктивных пластов является применение вышеупомянутых гелеобразующих составов на основе жидкого стекла (ГОС), в которых образующийся золь, переходящий со временем в гель, служит водоизолирующим материалом в промытых высокопроницаемых зонах пласта. С учетом того, что нефти регионов Западной Сибири менее вязкие, а коллекторы более гидрофильные, чем в европейских регионах нашей страны, то глубина проникновении закачиваемой смеси в пласт высокая, а полученный в результате гелеобразующий состав из смеси жидкого стекла натриевого плотностью (1,40 -1,45 г/см³) и соляной кислоты ингибированной 22-25%. в виде приготовления рабочего раствора с использованием пресной воды, в совокупности признаков, не дает при проникновении в пласт высокой скорости реакции с карбонатными породами.

Проведенный заявителем анализ уровня техники, включающий поиск по патентным и научно-техническим источникам информации и выявление источников, содержащих сведения об аналогах заявленного изобретения, позволил установить, что заявитель не обнаружил источник, характеризующийся признаками, тождественными совокупности всех существенных признаков заявленного изобретения. По имеющимся у заявителя сведениям, совокупность существенных признаков заявляемого изобретения «Способ увеличения нефтеотдачи пластов» не известна из уровня техники, что позволяет сделать вывод о соответствии изобретения критерию “новизна”. Определение из перечня выявленных аналогов прототипа, как наиболее близкого по совокупности признаков аналога, позволило выявить совокупность существенных, по отношению к усматриваемому заявителем техническому результату, отличительных признаков в заявляемом изобретении, изложенных в формуле изобретения. Следовательно, заявленное изобретение «Способ увеличения нефтеотдачи пластов» соответствует критерию "новизна".

Для проверки соответствия заявленного изобретения критерию "изобретательский уровень" заявитель провел дополнительный поиск известных решений, чтобы выявить признаки, совпадающие с отличительными от прототипа признаками заявленного способа увеличения нефтеотдачи пластов. Результаты поиска показали, что заявленный способ не вытекает для специалиста явным образом из известного уровня техники, поскольку из уровня техники, определенного заявителем, не выявлено влияние предусматриваемых существенными признаками заявленного изобретения преобразований для достижения технического результата.

Следовательно, заявленное изобретение «Способ увеличения нефтеотдачи пластов» соответствует критерию "изобретательский уровень".

Таким образом, изложенные сведения свидетельствуют о выполнении при использовании заявленного способа увеличения нефтеотдачи пластов совокупности признаков в том виде, как заявляемый способ охарактеризован в формуле изобретения, т.е. подтверждена возможность его осуществления с помощью описанного в заявке примера конкретного выполнения. Средства, воплощающие заявленный способ, способны решить техническую проблему и обеспечить, в совокупности, достижение усматриваемого заявителем технического результата, а также увеличить охват пласта заводнением по толщине, перераспределения объемов закачки между пластами и пропластками при одновременном воздействии на них вытесняющим агентом. Согласно техническому результату, при использовании заявляемого изобретения происходит повышение изоляции высокопроницаемых прослоев, для перераспределения фильтрационных потоков закачиваемой воды, путем обработки нагнетательных скважин, при этом увеличивается. нефтеотдача пластов, следовательно, заявленный способ, по совокупности существенных признаков, характеризующих сущность заявленного изобретения, может быть многократно использован в технологическом производстве с получением технического результата, заключающегося в увеличении охвата пласта заводнением по толщине, перераспределения объемов закачки между пластами и пропластками при одновременном воздействии на них вытесняющим агентом, что повышает изоляцию высокопроницаемых прослоев, для перераспределения фильтрационных потоков закачиваемой воды при обработке нагнетательных скважин. Заявленное изобретение «Способ увеличения нефтеотдачи пластов» может быть реализовано в промышленном производстве в деятельности организаций, применяющих технологии воздействия на нефтегазоносные пласты с целью изоляции высокопроницаемых прослоев для перераспределения фильтрационных потоков закачиваемой воды при регулировании процесса разработки нефтяных залежей посредством использования известных стандартных технических устройств и оборудования. Это подтверждает соответствие заявленного изобретения критерию «промышленная применимость».

Сущность заявляемого изобретения «Способ увеличения нефтеотдачи пластов» поясняется примерами конкретного выполнения и отраженной на фиг.1 типовой схемой обвязки устья скважины с расстановкой техники и оборудования при проведении технологии гелеобразующих составов на основе жидкого стекла. (ГОС). Этапы работ на скважине по технологии ГОС, технология обработки и эксплуатация оборудования, а также контроль за проведением работ осуществляют, согласно заявленного «Способа увеличения нефтеотдачи пластов» в определенном порядке следующим образом.

Перед закачкой в пласт композиции экспериментально определяли зависимость от коллекторских свойств пласта, приемистости нагнетательной скважины, степени и характера обводнения реагирующих добывающих скважин, порции рабочих растворов и концентрацию компонентов композиции в виде смеси водного раствора кислоты соляной, ингибированной и промышленно-выпускаемого силиката натриевого жидкого. На основе полученной зависимости определяют оптимальное значение композиции, которую приготавливают на пресной воде в виде смеси водного раствора кислоты соляной, ингибированной 22% - 25% и промышленно-выпускаемого силиката натриевого жидкого плотностью 1,4 – 1,45 г/см³ по технологии ГОС. Первоначально на лубрикаторную задвижку (на схеме не показана) обрабатываемой скважины 1 устанавливали фланец с быстросъемным соединением. Далее проводили совместную остановку закачки воды в обрабатываемую скважину 1, после чего собирали нагнетательную линию 2, согласно типовой схемы (фиг.1) обвязки устья скважины с расстановкой техники и оборудования при проведении технологии гелеобразующих составов на основе жидкого стекла (ГОС). На случай аварийной остановки закачивающего кислотного агрегата 3, подающего раствор композиции в обрабатываемую скважину 1, в нагнетательной линии 2 устанавливали обратный клапан 4. Закачивающий кислотный агрегат 3 посредством, всасывающего рукава 5 связан с промежуточной емкостью 6 для смешивания реагентов и замеров дозирования соляной кислоты, поступающей от кислотовоза 7 АЦ–(10-20м³), через регулирующую задвижку 8 к эжектору 9, к которому также через задвижку высокого давления 10 поступает пресная вода из ЦА-320 - емкости на подачу пресной воды 11, которая связана всасывающим рукавом 12 с АЦ-(10-20м³) – емкостью пресной воды 13. Промежуточная емкость 6 для смешивания реагентов связана также с емкостью АЦ-(10-20м³) с жидким стеклом 14 посредством регулирующей задвижки 15. Контроль за расходом реагентов и архивацию осуществляли с помощью станции контроля 16, установленную на шасси тракторного прицепа, связанную с эжектором 9 и с промежуточной емкостью 6. После сборки всей нагнетательной линии 2 обрабатываемую скважину 1, опрессовывали на полуторократное давление от рабочего. После этого, определяли приёмистость скважины до обработки, согласно плану работ. Далее закачивали в пласт приготовленную на пресной воде по технологии ГОС композицию в виде смеси водного раствора кислоты соляной, ингибированной 23% и промышленно-выпускаемого силиката натриевого жидкого плотностью 1,4. При рабочем давлении закачки вновь определяли приемистость обрабатываемой нагнетательной скважины 1, после чего проводили её обработку с учетом утвержденного плана работ. Во время проведения работ производили отбор проб при закачке первой и последней части объема композиции, с обязательной фиксацией в журнале отбора проб, при этом сверяли показания с, предварительно проведенными, результатами лабораторного тестирования. После того, как весь запланированный объем работ был проведен, нагнетательную линию 2 вновь опрессовывали на полуторократное давление от рабочего. После закачки всего запланированного объёма композиции в виде раствора смеси соляной кислоты и жидкого стекла натриевого по технологии ГОС реагенты продавливали в пласт пресной водой посредством нагнетательной линии 2, связанной посредством задвижки (крана) высокого давления 10 с емкостью с пресной водой 11, которая, в свою очередь, связана посредством водовода 12 с АЦ-(10-20м³) – емкостью пресной воды 13. Об объеме композиции, закачанной в обрабатываемую скважину, согласно плана работ, уведомляли цех по добычи нефти и газа о начале технического отстоя после обработки. Далее определяли приёмистость после обработки, согласно плана работ, и закрывали скважину не менее чем на 12 часов для структурообразования. Через 12 часов открывали скважину под закачку.

Отдел разработки месторождений отслеживал выполнение программы выполнения работ, каждой закачки реагентов по технологии гелеобразующих составов ГОС. Фактическая величина приёмистости обрабатываемой скважины была, согласно программы выполнения работ, не меньше 100 м³/сут. при давлении на закачивающем кислотном агрегате 120 атм. Исходя из данных программы применения потокоотклоняющих технологий для повышения нефтеотдачи, проведение работ по выбранным скважинам выполняли по конкретному плану, в котором указывали:

- используемую спецтехнику и требования безопасности работ;

- номенклатуру хим. реагентов (в том числе их объем);

- геолого-технические показатели скважины;

- вид и последовательность выполнения работ по скважине;

Кроме того, предлагался технологический план работ, в котором технологии ГОС предусматривали закачку достаточно больших объемов гелеобразующих составов, поэтому работы по закачке композиций выполняли круглосуточно. Таким образом для увеличения нефтеотдачи пластов и ограничения отбора попутной воды на месторождениях такого типа перед закачкой в пласт композиции в виде смеси пресной воды, промышленно-выпускаемого силиката натриевого жидкого (стекла натриевого жидкого) и кислоты соляной ингибированной экспериментально определяли концентрацию ингредиентов в зависимости от коллекторских свойств пласта, приемистости нагнетательной скважины, степени и характера обводнения реагирующих добывающих скважин, порции рабочих растворов. На основе полученной зависимости определяли оптимальное значение композиции, которую приготавливали на пресной воде в виде смеси водного раствора кислоты соляной, ингибированной и промышленно-выпускаемого силиката натриевого жидкого, применяли упомянутую технологию ГОС на основе смеси пресной воды, стекла натриевого жидкого и кислоты соляной ингибированной. Геолого-физические критерии эффективного применения упомянутой технологии ГОС, показывают, что отраженный в таблице 1 состав заявляемого объекта имеет эффективность 2,5 большую по сравнению с прототипом. Таким образом, большая степень замедления скорости реакции кислоты с породой позволяет предложенной композиции проникать значительно глубже в пористую среду и охватывать воздействием всю модель пласта.

Таблица 1

Композиция Проницаемость по воде мкм² До обработки(К1) После обработки (К2) К2/К1 1 Прототип 0,0534 0,128 2,4 2 Заявляемый объект 0,0496 0,291 5,9

Сущность способа поясняется также примерами конкретного выполнения 1 и 2.

ПРИМЕР 1. Закачку в скважину рабочих растворов осуществляли по типовой схеме расстановки техники и оборудования при проведении технологии гелеобразующего состава (ГОС). Перед закачкой в пласт композиции экспериментально определяли зависимость от коллекторских свойств пласта, приемистости нагнетательной скважины, степени и характера обводнения реагирующих добывающих скважин, порции рабочих растворов и концентрацию компонентов композиции в виде смеси водного раствора кислоты соляной, ингибированной и промышленно-выпускаемого силиката натриевого жидкого. На основе полученной зависимости определяли оптимальное значение композиции, которую приготавливали на пресной воде в виде смеси водного раствора кислоты соляной, ингибированной и промышленно-выпускаемого силиката натриевого жидкого по технологии ГОС(гелеобразующего состава). Насосным агрегатом из емкости 11 типа ЦА-320 осуществляли подачу пресной воды на эжектор 9, посредством задвижки высокого давления 10. Подачу воды контролировали портативным расходомером, установленным на линии подачи воды. В эжектор 9 подавали также из кислотовоза 7 (АЦ (10-20м³) раствор 24% соляной кислоты с расчетом 98кг на один м³ пресной воды с последующей подачей полученного раствора в промежуточную емкость 6 для смешивания реагентов. Затем в промежуточную емкость 6 подавали также из емкости АЦ (10 – 20 м³ с жидким стеклом 14 посредством задвижки 15 силикат натрия жидкий (жидкое стекло) плотностью 1,4 с расчетом 102кг на один м³ пресной воды. Из промежуточной емкости 6 приготовленную композицию, представляющую собой смесь водного раствора кислоты соляной, ингибированной и промышленно-выпускаемого силиката, натриевого жидкого, способствующего образованию гелеобразующего состава, по всасывающему рукаву 5 закачивали насосом в закачивающий агрегат 3 (СИН 35), подающий раствор полученной композиции посредством нагнетательной линии 2 в обрабатываемую скважину 1, что приводит к значительному увеличению нефтеотдачи пластов за счёт повышения охвата заводнением в неоднородных пластах, снижения обводнённости продукции действующих скважин и повышения темпов отбора нефти. Закачку производили, не превышая давления водовода. Давление закачки контролировали по манометру, установленному на закачивающем агрегате 3. Учет расходуемых реагентов контролировали по режимной карте (Плану работ) с помощью мерных емкостей. Для каждой скважино-операции составляли индивидуальную режимно-технологическую карту (План работ).

ПРИМЕР 2 Закачку в скважину рабочих растворов осуществляли по типовой схеме расстановки техники и оборудования при проведении технологии состава (ГОС). Вблизи с устьевого оборудования скважины 1 устанавливали закачивающий агрегат 3 (СИН 35), подающий раствор полученной композиции посредством нагнетательной линии 2 в обрабатываемую скважину 1. Перед закачкой в пласт композиции экспериментально определяли зависимость от коллекторских свойств пласта, приемистости нагнетательной скважины, степени и характера обводнения добывающих скважин, порции рабочих растворов и концентрацию компонентов композиции в виде смеси водного раствора кислоты соляной, ингибированной и промышленно-выпускаемого силиката натриевого жидкого. На основе полученной зависимости определяли оптимальное значение композиции, которую приготавливали на пресной воде в виде смеси водного раствора кислоты соляной, ингибированной и промышленно-выпускаемого силиката натриевого жидкого по технологии ГОС. Насосным агрегатом из емкости 11 типа ЦА-320 осуществляли подачу пресной воды на эжектор 9, посредством задвижки высокого давления 10. Подачу воды контролировали портативным расходомером, установленным на линии подачи воды. В эжектор 9 подавали также из кислотовоза 7 (АЦ (10-20м³) раствор 25% соляной кислоты с расчетом 102 кг/м³ пресной воды из оснащенного задвижкой 8 кислотовоза 7 (АЦ (10-20м³) с последующей подачей полученного раствора в промежуточную емкость 6 для смешивания реагентов и замеров дозирования соляной кислоты. Затем в промежуточную емкость 6 подавали из емкости 14 силикат натрия (жидкое стекло) плотностью 1,45 с расчетом 110кг/м³ пресной воды. Из промежуточной емкости 6 готовый раствор по всасывающему рукаву 5 закачивали насосом в закачивающий агрегат 3, подающий раствор полученной композиции посредством нагнетательной линии 2 в обрабатываемую скважину 1. Закачку производили, не превышая давления водовода. Давление закачки контролировали по манометру (не показан), установленному на закачивающем агрегате 3. Учет расходуемых реагентов контролировали по режимной карте (Плану работ) с помощью мерных емкостей. Для каждой скважино-операции составляли индивидуальную режимно-технологическую карту (План работ). При этом придерживались фактической величины приёмистости обрабатываемой скважины не меньше 100м³/сут. при давлении на агрегате 120 атм.

Во всех примерах конкретного выполнения закачка в скважину рабочих растворов осуществляется по схеме (фиг.1) обвязки устья скважины с закачивающим агрегатом типа ЦА-320(СИН 35), связанным с устьевым оборудованием скважины. Давление закачки контролируется по манометру, установленному на закачивающем агрегате. Учет расходуемых реагентов контролируется по режимной карте (Плану работ) с помощью мерных емкостей. Для каждой скважино-операции составляется индивидуальная карта режимно-технологическая (План работ). Фактическая величина приёмистости обрабатываемой скважины должна быть не меньше 100 м3/сут при давлении на агрегате 120 атм.

На Таблице 2 отражены геолого-физические критерии эффективного применения технологии ГОС.

Таблица 2.Геолого-физические критерии эффективного применения технологии ГОС.

№ Наименование критерия Характеристика, величина 1 Тип коллектора Терригенный, карбонатный, смешанный 2 Вид коллектора Поровый, трещинный, порово-трещинный о Система заводнения Площадная, рядная, очаговоизбирательная 4 Стадия разработки Не регламентируется 5 Соотношение проницаемости пропластков >2 6 Коэффициент расчлененности >2 7 Средняя обводненность добываемой продукции по участку 50 ~ 98 % 8 Глубина залегания пласта До 3500 м 9 Фактическая приемистость скважины при давлении водовода > 120 м³/сут 10 Температура прискважинной зоны пласта До ПО °C

Таким образом, использование заявленного изобретения «Способ увеличения нефтеотдачи пластов» позволяет повысить изоляцию высокопроницаемых прослоев, для перераспределения фильтрационных потоков закачиваемой воды, путем обработки нагнетательных скважин и увеличить охват пласта заводнением по толщине, перераспределения объемов закачки между пластами и пропластками при одновременном воздействии на них вытесняющим агентом.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение изоляции высокопроницаемых прослоев для перераспределения фильтрационных потоков закачиваемой воды путем обработки нагнетательных скважин с карбонатными породами за счет более полного учета факторов, влияющих на эффективность мероприятий по повышению нефтеотдачи. Способ увеличения нефтеотдачи пластов включает остановку закачки воды в скважину с последующей сборкой нагнетательной линии, которую опрессовывают на полуторократное давление от рабочего, после чего определяют приёмистость скважины до обработки. Далее перед закачкой в пласт композиции экспериментально определяют зависимость от коллекторских свойств пласта, приёмистости нагнетательной скважины, степени и характера обводнения добывающих скважин порции рабочих растворов и компонентов композиции. На основе полученной зависимости определяют концентрацию и оптимальное количество композиции. Композицию приготавливают на пресной воде в виде смеси водного раствора кислоты соляной ингибированной 22-25%-ной и промышленно-выпускаемого силиката натриевого жидкого плотностью 1,4-1,45 г/см³ по технологии гелеобразующих составов. Производят отбор проб при закачке первой и последней части объема упомянутой смеси в пласт. Затем нагнетательную линию вновь опрессовывают на полуторократное давление от рабочего. Осуществляют продавку в пласт пресной водой. Определяют приёмистость после обработки и закрывают скважину не менее чем на 12 часов для структурообразования с последующим открытием скважины под закачку. 1 ил., 2 табл., 2 пр.

Способ увеличения нефтеотдачи пластов путем обработки нагнетательных скважин, включающий первоначальную остановку закачки воды в скважину с последующей сборкой нагнетательной линии, которую опрессовывают на полуторократное давление от рабочего, после чего определяют приёмистость скважины до обработки, отличающийся тем, что далее перед закачкой в пласт композиции экспериментально определяют зависимость от коллекторских свойств пласта, приёмистости нагнетательной скважины, степени и характера обводнения добывающих скважин порции рабочих растворов и компонентов композиции, на основе полученной зависимости определяют концентрацию и оптимальное количество композиции, которую приготавливают на пресной воде в виде смеси водного раствора кислоты соляной ингибированной 22-25%-ной и промышленно-выпускаемого силиката натриевого жидкого плотностью 1,4-1,45 г/см³ по технологии гелеобразующих составов, после чего производят отбор проб при закачке первой и последней части объема упомянутой смеси в пласт, затем нагнетательную линию вновь опрессовывают на полуторократное давление от рабочего, после закачки всего запланированного объёма композиции в виде упомянутой смеси ее продавливают в пласт пресной водой, далее вновь определяют приёмистость после обработки и закрывают скважину не менее чем на 12 часов для структурообразования с последующим открытием скважины под закачку.