Патент на изобретение №2183257

(54) СПОСОБ ВТОРИЧНОГО ВСКРЫТИЯ ПЛАСТА

(57) Реферат:

Изобретение относится к горной и нефтегазовой промышленности и может быть использовано при эксплуатации скважин, вскрывших карбонатные коллектора. Обеспечивает получение безводной нефти, сохранение гидропроводности нефтенасыщенного пласта и предотвращение уменьшения дебита нефти из-за кольматации коллектора. Сущность изобретения: способ включает первоначальную перфорацию водонасыщенного пласта, расположенного под нефтенасыщенным пластом. Устанавливают выше первоначальной перфорации пакер. Вводят через первоначальную перфорацию в водонасыщенный пласт состав для водоизоляции и герметизируют первоначальную перфорацию цементным мостом. Формируют в скважине первую ванну реагента разглинизатора. Продавливают первую ванну через зону перфорации в нефтенасыщенный пласт продавочной жидкостью – минерализованной водой с плотностью от 1,05 до 1,10 г/см³. Выдерживают раствор реагента разглинизатора после продавливания не менее 18 ч. Удаляют продавочную жидкость и первую ванну раствора реагента разглинизатора свабированием. Извлекают из нефтенасыщенного пласта продукты реакции раствора реагента разглинизатора с глинистыми минералами в смеси с нефтью в объеме, по меньшей мере, в 1,2 раза большем, чем объем первой ванны. Формируют в скважине в той же зоне перфорации нефтенасыщенного пласта вторую ванну раствора кислоты с реагентом стабилизатором глин. Продавливают продавочной жидкостью вторую ванну через зону перфорации в нефтенасыщенный пласт, выдерживают и удаляют. 6 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к горной и нефтегазовой промышленности и может быть использовано при эксплуатации скважин, вскрывших карбонатные коллектора.

Известен способ вторичного вскрытия пласта, включающий формирование в зоне перфорации скважины первой ванны реагента разглинизатора, ее выдержку, удаление первой ванны, последующее продавливание реагента стабилизатора в пласт и формирование в зоне перфорации второй ванны реагента стабилизатора, ее выдержку, удаление второй ванны промывкой и последующее освоение скважины, при этом после формирования в зоне перфорации первой ванны реагента разглинизатора его продавливают в пласт, удаление первой ванны осуществляют вытеснением водой раствора разглинизатора вверх из скважины и ее промывкой водой, при этом сохраняют вытесненный раствор разглинизатора, удаление второй ванны осуществляют промывкой водой в смеси с сохраненным раствором разглинизатором при концентрации смеси, соответствующей реакции рН от 7 до 14 [1].

Преимуществом этого способа является увеличение гидропроводности пласта, расширение арсенала используемых средств для повышения дебита скважины без увеличения используемых реагентов.

Ограничениями способа являются малоэффективное удаление продуктов реакции из призабойной зоны пласта при освоении скважин, вскрывших карбонатные коллектора, а также высокая трудоемкость способа.

Характерной особенностью карбонатного коллектора является наличие каверн и трещин, которые в большинстве случаев не только существенно влияют на эффективную емкость коллектора, но и на его проницаемость, обуславливающую фильтрацию флюидов.

Изучение особенностей строения карбонатных коллекторов, например рифейских карбонатных коллекторов Юрубченского газонефтяного месторождения, показало наличие горизонтальных, наклонных и вертикальных трещин, которые и определяют проницаемость и емкость коллектора. При этом матрица породы (доломиты) является плотной, практически непористой и непроницаемой. В матрице преобладают (50-90%) субкапиллярные поры радиусом менее 0,1 мкм. Установлено, что для этих коллекторов характерна резкая анизотропия по проницаемости и что вертикальные трещины, несмотря на частичное их заполнение новообразованными кристаллами, сохраняют фильтрационные свойства и определяют проводимость флюидов в вертикальном направлении. Высокую трещиноватость пород в зоне водонефтяного контакта следует учитывать при испытании скважин.

Такое отличие строения пустот карбонатного коллектора от коллекторов, представленных терригенными отложениями, в которых пустоты в основном представлены порами и поровыми каналами, определяет механизм процесса кольматации зоны, примыкающей к скважине глинистыми минералами в процессе первичного вскрытия пласта. Отметим, что процесс кольматации происходит, даже если промывочный раствор, используемый при бурении, первоначально не содержит глинистые минералы, т.к. глинистые минералы переходят в раствор в процессе бурения.

Одной из принципиальных особенностей указанных типов коллекторов является также различие геометрических размеров пор и трещин, а тем более каверн. Такое различие является причиной глубокого проникновения глинистых материалов в случае трещинного и каверновотрещинного типов коллекторов, наличия зон поглощения и т.д., в то время как при поровом коллекторе образуется сравнительно тонкая, несколько миллиметров, глинистая корка на поверхности породы.

Для уменьшения отрицательного влияния кольматации призабойной зоны пласта на дебит добывающих скважин обычно используются глубоко проникающая перфорация, вибрационные методы, методы основанные на химическом и физико-химическом воздействии.

Наиболее близким является способ вторичного вскрытия пласта, включающий формирование в скважине в зоне перфорации нефтенасыщенного пласта первой ванны раствора реагента разглинизатора, ее выдержку и удаление первой ванны раствора реагента разглинизатора, последующее формирование в скважине в той же зоне перфорации второй ванны раствора кислоты с реагентом стабилизатором глин, продавку продавочной жидкостью второй ванны через зону перфорации в нефтенасыщенный пласт, ее выдержку и удаление [2].

В этом известном способе реагентной разглинизации скважин в качестве раствора реагента разглинизатора используют кислую соль щелочного металла, например раствор бикарбоната натрия с концентрацией 5-15 мас.%, а выдержку первой ванны осуществляют в течение 8-10 ч. В качестве раствора кислоты с реагентом стабилизатором глин используют водный раствор соляной кислоты с хлористым калием в концентрации 0,2-2 мас.%. Вторую ванну водного раствора соляной кислоты устанавливают на 0,5-1 ч с концентрацией 6-10 мас.%. Промывку производят раствором второй ванны и перед освоением скважины раствор второй ванны продавливают в пласт. В качестве продавочной жидкости используют упомянутый водный раствор соляной кислоты с хлористым калием.

Основным ограничением при применении данной технологии является то, что она разработана и успешно используется в скважинах, вскрывших поровые, терригенные коллектора. Использование ее в случаях, когда нефть залегает в карбонатных породах, для которых характерно наличие трещин и каверн, малоэффективно и приводит к осложнениям, в первую очередь высокому содержанию воды в продукции скважин. Ее использование не позволяет удалять кольматирующие пласт глинистые минералы, проникающие в пласт по трещинам на расстояние нескольких метров и более от скважины.

С технологической точки зрения для эффективного вскрытия карбонатных коллекторов необходимо решить две основные проблемы, а именно, во-первых, предотвратить или существенно ограничить проникновение пластовой воды в нефтенасыщенную зону пласта из ниже расположенных водоносных интервалов по вертикальным и наклонным трещинам за счет возникновения разности давления в нефтенасыщенной и водонасыщенной зонах пласта при образовании воронки депресии и, во-вторых, обеспечить проницаемость нефтенасыщенной части пласта, посредством удаления кольматирующих глинистых минералов, проникающих в пласт по трещинам на значительное расстояние от ствола скважины (до 5 м и более).

Поступление водной фазы в нефтяной пласт, а затем и в скважину обусловлено наличием вертикальных и наклонных трещин, что характерно только для карбонатных коллекторов. Естественно, что ранее при разработке технологии реагентной разглинизации и вторичного вскрытия пласта применительно к терригенным коллекторам такая задача не возникала.

Задача, решаемая изобретением, – увеличение дебита скважины, вскрывшей карбонатные коллектора при высоком содержании кольматирующих глинистых минералов в карбонатном коллекторе, повышение качества добываемой нефти, снижение трудоемкости и повышение технико-эксплуатационных характеристик используемого оборудования.

Технический результат, который может быть получен при осуществлении заявленного способа, – получение практически безводной нефти, сохранение гидропроводности нефтенасыщенного пласта и, следовательно, предотвращение уменьшения дебита нефти из-за кольматации коллектора.

Для решения поставленной задачи в способе вторичного вскрытия пласта, включающем формирование в скважине в зоне перфорации нефтенасыщенного пласта первой ванны раствора реагента разглинизатора, выдержку и удаление первой ванны раствора реагента разглинизатора, последующее формирование в скважине в той же зоне перфорации второй ванны раствора кислоты с реагентом стабилизатором глин, продавку продавочной жидкостью второй ванны через зону перфорации в нефтенасыщенный пласт, ее выдержку и удаление, согласно изобретению перед формированием первой ванны производят первоначальную перфорацию водонасыщенного пласта, расположенного под упомянутым нефтенасыщенным пластом, устанавливают выше первоначальной перфорации пакер, вводят через первоначальную перфорацию в водонасыщенный пласт состав для водоизоляции и герметизируют первоначальную перфорацию цементным мостом, после формирования в скважине первой ванны реагента разглинизатора ее дополнительно продавливают через зону перфорации в нефтенасыщенный пласт продавочной жидкостью – минерализованной водой с плотностью от 1,05 до 1,20 г/см³, выдерживают раствор реагента разглинизатора после продавливания не менее 18 ч, удаляют продавочную жидкость и первую ванну раствора реагента разглинизатора свабированием, при этом при свабировании извлекают из нефтенасыщенного пласта продукты реакции раствора реагента разглинизатора с глинистыми минералами в смеси с нефтью в объеме, по меньшей мере, в 1,2 раза большем, чем объем первой ванны.

Возможны дополнительные варианты осуществления заявленного способа, в которых целесообразно, чтобы:
– при первоначальной перфорации водонасыщенного пласта выбирали количество перфорационных каналов на один метр толщины водонасыщенного пласта в полтора – два раза большим, чем количество перфорационных каналов в зоне перфорации нефтенасыщенного пласта, при этом при первоначальной перфорации водонасыщенного пласта выбирали бы количество перфорационных каналов не менее пятнадцати на один метр толщины водонасыщенного пласта;
– при первоначальной перфорации водонасыщенного пласта использовали перфорационную систему такую же, как в зоне перфорации нефтенасыщенного пласта, или с более глубоким проникновением;
– вводили через первоначальную перфорацию в водонасыщенный пласт состав для водоизоляции при давлении на устье скважины не более 2 МПа;
– объем V первой ванны выбирали из условия
V = hmR²,
где = 3,14,
h – высота зоны перфорации нефтенасыщенного пласта, м;
m – относительный объем открытых трещин и каверн;
R – радиус области проникновения продавленного раствора реагента разглинизатора в нефтенасыщенный пласт, выбираемый от 3 до 5 м.

– продавку второй ванны через зону перфорации в нефтенасыщенный пласт производили минерализованной водой с плотностью от 1,05 до 1,20 г/см³, выдерживали вторую ванну не менее 4 ч, дополнительно промывали скважину минерализованной водой с плотностью от 1,05 до 1,10 г/см³, а удаление минерализованной воды и второй ванны осуществляли свабированием, при этом при свабировании извлекали из нефтенасыщенного пласта продукты реакции раствора кислоты с реагентом стабилизатором глин с глинистыми минералами в смеси с нефтью в объеме, по меньшей мере, в 1,2 большем, чем объем второй ванны.

– объем V второй ванны раствора кислоты с реагентом стабилизатором глин выбирали из условия
V = hmR²,
где = 3,14,
h – высота зоны перфорации нефтенасыщенного пласта, м;
m – относительный объем открытых трещин и каверн;
R – радиус области проникновения продавленного раствора кислоты с реагентом стабилизатором глин в нефтенасыщенный пласт, выбираемый от 3 до 5 м.

Указанные преимущества, а также особенности настоящего изобретения поясняются лучшим вариантом его выполнения со ссылками на прилагаемые фигуры.

Фиг. 1 схематично изображает скважину с призабойной зоной пласта после введения состава для водоизоляции и установки цементного моста;
фиг.2 – то же, что фиг.1, с первой ванной или второй ванной;
фиг. 3 – то же, что фиг.2, после введения в нефтенасыщенный пласт первой ванны или второй ванны;
фиг. 4 – скважину после освоения с удаленными растворами и продуктами реакции.

В заявленном способе вторичного вскрытия пласта перед формированием первой ванны (фиг. 1) производят первоначальную перфорацию 1 эксплуатационной колонны 2 скважины в зоне водонасыщенного пласта 3, расположенного под нефтенасыщенным пластом 4. В эксплуатационную колонну 2 спускают насосно-компрессорные трубы (НКТ) с пакером 5. Устанавливают выше первоначальной перфорации 1 пакер 5, вводят через первоначальную перфорацию 1 в водонасыщенный пласт 3 состав 6 для водоизоляции, например вязкоупругую систему, и герметизируют водонасыщенный пласт 3 установкой против первоначальной перфорации 1 цементного моста 7.

Особенностью предложенного технического решения является предотвращение притока воды из водонасыщенной в нефтенасыщенную часть в зоне пласта, примыкающей к скважине, путем кольматации наклонных и вертикальных трещин при помощи цемента, вязкоупругих систем и других составов, предназначенных для этой цели, причем нагнетание этих систем в водонасыщенный пласт 3 производится через предварительно выполненную первоначальную перфорацию 1 эксплуатационной колонны 2. Цементный мост 7 устанавливается для устранения возможности проникновения воды через перфорационные отверстия первоначальной перфорации 1.

Затем перфорируют нефтенасыщенный пласт 4. Закачивают по НКТ раствор реагента разглинизатора 8, доводя его до забоя, и формируют в скважине в зоне перфорации 9 нефтенасыщенного пласта 4 первую ванну раствора реагента разглинизатора. 8 (фиг.2).

После формирования в скважине первой ванны реагента разглинизатора 8 ее дополнительно продавливают через зону перфорации 9 в нефтенасыщенный пласт 4 продавочной жидкостью 10 – минерализованной водой с плотностью от 1,05 до 1,10 г/см³ (фиг.3). Выдерживают раствор реагента разглинизатора 8 после продавливания не менее 18 ч, удаляют продавочную жидкость 10 и первую ванну раствора реагента разглинизатора 8 свабированием. При свабировании поднимают НКТ выше зоны перфорации 9 (фиг.4) и извлекают из нефтенасыщенного пласта продукты реакции раствора реагента разглинизатора 8 с глинистыми минералами в смеси с нефтью в объеме, по меньшей мере, в 1,2 раза большем, чем объем первой ванны.

Увеличение дебита скважины по нефти достигается за счет удаления глинистых минералов, которые уменьшают проницаемость зоны, примыкающей к скважине. Характерным для карбонатных коллекторов является сравнительно глубокое проникновение в пласт кольматирующих глинистых минералов и относительно большое количество проникающих минералов. Указанное является следствием наличия в карбонатном коллекторе развитой системы трещин и каверн, геометрические размеры которых значительно больше размеров пор терригенных коллекторов. В предложенном техническом решении перевод глинистых минералов в тонкодисперсное состояние производится путем закачки в пласт реагента разглинизатора 8 на такое расстояние от ствола скважины, на которое проникают глинистые минералы при первичном вскрытии пласта в процессе бурения. Удаление продуктов реакции реагента разглинизатора 8 с глинистыми минералами не может быть осуществлено как в известном решении методом промывки. Поэтому предлагается делать это свабированием скважины, при этом в целях гарантии полноты извлечения продуктов реакции из пласта объем жидкости, извлеченной из нефтенасыщенного пласта 4 при свабировании, должен не менее чем в 1,2 раза превышать объем закаченного в нефтенасыщенный пласт 4 реагента разглинизатора 8.

После удаления из пласта продуктов реакции, скважину промывают минерализованной водой и устанавливают вторую кислотную ванну с реагентом стабилизатором глин, продавливают ее пласт и выдерживают ее в пласте для протекания реакции. Вторая ванна предназначена для растворения глинистых минералов в тонкодисперсном состоянии и стабилизации минералов, не вступивших во взаимодействие. Процессы по установке второй ванны и ее удалению аналогичны (фиг.2-4).

Кроме того, как показали исследования, целесообразно, чтобы при первоначальной перфорации 1 водонасыщенного пласта 3 (фиг.1) выбирали количество перфорационных каналов на один метр толщины водонасыщенного пласта 3 в полтора – два раза большим, чем количество перфорационных каналов в зоне перфорации 9 (фиг. 2) нефтенасыщенного пласта 4. Для эффективного блокирования развитой системы трещин и каверн в карбонатном коллекторе при первоначальной перфорации 1 водонасыщенного пласта 3 выбирают количество перфорационных каналов не менее пятнадцати на один метр толщины водонасыщенного пласта 3. При осуществлении первоначальной перфорации 1 водонасыщенного пласта 3 используют систему перфорационных каналов такую же, как в зоне перфорации 9 нефтенасыщенного пласта 4, или с более глубоким проникновением.

При введении через первоначальную перфорацию 1 в водонасыщенный пласт 3 состава 6 давление на устье скважины должно быть минимальным, не более 3 МПа, чтобы минимизировать риск образования заколонного перетока.

Закачка реагентов в пласт, также как и установка первой и второй ванн, должна производиться с такой скоростью, чтобы давление на линии нагнетания не превышало 2 МПа. Такой щадящий режим закачки позволяет обеспечить сохранность в наклонных и вертикальных трещинах и кавернах при их максимальной раскрытости (30-70 мкм) подавляющего большинства отечественных и импортных составов 6, используемых для водоизоляции нефтенасыщенных пластов 4.

Объемы первой и второй ванн, необходимые для эффективной очистки призабойной зоны нефтенасыщенного пласта 4 от кольматирующих глинистых минералов и определения количества используемых реагентов для их приготовления рассчитываются по уравнению:
V = hmR,
где h – высота зоны перфорации 9 нефтенасыщенного пласта 4, м;
m – среднее значение относительной емкости трещин и каверн;
R – средний радиус проникновения реагентов в нефтенасыщенный пласт 4, м, причем средний радиус проникновения реагентов в нефтенасыщенный пласт 4 должен составлять не менее 3-5 м, а оценка емкости коллектора производится без учета емкости пор матрицы, учитывается только открытая емкость трещин и каверн.

Продавку продавочной жидкостью 10 второй ванны через зону перфорации 9 в нефтенасыщенный пласт 4 также производят минерализованной водой с плотностью от 1,05 до 1,20 г/см³. Выдерживают вторую ванну не менее 4 ч, дополнительно промывают скважину минерализованной водой с плотностью от 1,05 до 1,10 г/см³. Удаление минерализованной воды и второй ванны также осуществляют свабированием. При свабировании извлекают из скважины продукты реакции раствора кислоты с реагентом стабилизатором глин с глинистыми минералами в смеси с нефтью до устойчивого притока нефти в скважину.

Пример конкретного осуществления способа.

В эксплуатационную колонну 2 скважины, заполненную жидкостью для перфорации, в качестве которой может быть использован раствор реагента разглинизатора, пластовая минерализованная вода и др., при помощи геофизического подъемника на бронированном кабеле спускают перфоратор с зарядами, позволяющими осуществлять глубокое проникновение кумулятивной струи в пласт, например ЗПК-105 С фирмы “Перфотех”. Перфоратор спускают на глубину на 1,0-2,0 м ниже водонефтяного контакта (ВНК). Перфорируют 4 метра водонасыщенного пласта 3 (два спуска перфоратора). Плотность перфорации 12 отверстий/метр, фазировка 120^o. Поднимают перфоратор и опять (повторно) перфорируют этот же интервал. Суммарная плотность перфорации при этом составляет 24 отверстия/метр. Спускают НКТ с пакером 5 на глубину, соответствующую кровле водонасыщенного пласта 3. Закачивают в НКТ рассчитанное количество состава 6 для водоизоляции, например состав, образующий вязко-пластичный гель, состоящий из водного раствора силиката натрия (жидкое стекло), соляной кислоты и наполнителя, доводят состав 6 до забоя, герметизируют пакер 5 и перекрывают затрубную задвижку. Расчет объема состава 6 для водоизоляции производят по вышеприведенной формуле (без учета объема собственно скважины), радиус проникновения состава принимаем 5 м.

V = hmR²= 3,1440,0325 = 9,4 м³.
Продавливают состав 6 для водоизоляции в пласт минерализованной водой с плотностью 1,05-1,10 г/см³ при давлении на агрегате ЦА-320 не более 3 МПа. Объем продавочной жидкости равен объему состава 6 для водоизоляции.

Приостанавливаем работы на время образования геля в пласте. (Справочная величина при заданном составе и температуре.)
У скважины готовим цементный раствор, объем которого рассчитываем на основании внутреннего диаметра эксплуатационной, колонны 2 и толщины перфорированного водонасыщенного пласта 3 с учетом глубины зумфа. Закачиваем цементный раствор. Производим выдержку на период твердения цементного раствора для изготовления цементного моста 7 (фиг.1).

Поднимаем НКТ, спускаем перфоратор и перфорируем выбранный на основании геофизической информации интервал нефтенасыщенного пласта 4~10 м зарядами ЗПК-105 С с плотностью 12 отверстий/метр, что составляет 0,5 от плотности перфорации водонасыщенного пласта 3. После перфорации производим контроль фактического положения перфорационных отверстий 9 (фиг.2) геофизическими методами, например методом РК.

Спускаем НКТ до глубины ниже нижних отверстий перфорации нефтенасыщенного пласта 4. Рассчитываем объем раствора реагента разглинизатора из условия его проникновения от скважины на 4 м.

V = hmR²= 3,14100,0316 = 15 м³.
В технологической емкости растворяем 1200 кг бикарбоната натрия в пресной воде, предварительно нагрев ее до температуры 50-60^oС острым паром при помощи ППУ (паропередвижная установка). Растворение обеспечиваем путем циркуляции жидкости, используя для этого насос агрегата ЦА-320. Полученный раствор реагента разглинизатора по НКТ доводим до забоя, устанавливаем первую ванну (фиг.2) против интервала перфорации нефтенасыщенного пласта 4, закрываем затрубную задвижку и закачиваем раствор реагента разглинизатора в пласт при давлении на устье скважины не выше 2 МПа. Продавку в нефтенасыщенный пласт 4 производим минерализованной водой с плотностью 1,05-1,10 г/см³ в объеме 9,6 м³ (при глубине спуска 2 1/2” НКТ 3200 м).

Оставляем скважину “на реакцию” сроком не менее 18 ч при закрытых задвижках.

Свабируем скважину, подняв предварительно НКТ выше верхних отверстий зоны перфорации 9. Общий объем продуктов реакции и водонефтяной эмульсии составляет не менее 1,2 объема, закаченного в пласт раствора реагента разглинизатора. Оцениваем приток жидкости в скважину из пласта на основании измерения уровня в скважине и построения по этим данным кривой восстановления уровня КВУ.

Аналогичным образом устанавливают и продавливают в нефтенасыщенный пласт 4 двенадцатипроцентную соляную кислоту с добавкой реагента стабилизатора глин, выдерживают ее в пласте не менее 4 ч, промывают скважину минерализованной водой с плотностью 1,05-1,10 или нефтью, затем осваивают ее свабированием и пускают в эксплуатацию.

Предложенный способ был опробован на разведочной скважине, вскрывшей рифейские карбонатные отложения Юрубчанского месторождения, что позволило не только получить приток нефти, но и значительно прирастить запасы этого минерального сырья в Восточной Сибири.

Наиболее успешно заявленный способ вторичного вскрытия пласта может быть промышленно применим в нефтегазовой промышленности при эксплуатации скважин, вскрывших карбонатные коллектора.

Источники информации
1. Патент Российской Федерации 2160827, Е 21 В 43/11, опубл. 2000 г.

2. Патент Российской Федерации 2120546, Е 21 В 43/27, опубл. 1998 г.

Формула изобретения

1. Способ вторичного вскрытия пласта, включающий формирование в скважине в зоне перфорации нефтенасыщенного пласта первой ванны раствора реагента разглинизатора, ее выдержку и удаление первой ванны раствора реагента разглинизатора, последующее формирование в скважине в той же зоне перфорации второй ванны раствора кислоты с реагентом стабилизатором глин, продавку продавочной жидкостью второй ванны через зону перфорации в нефтенасыщенный пласт, ее выдержку и удаление, отличающийся тем, что перед формированием первой ванны производят первоначальную перфорацию водонасыщенного пласта, расположенного под упомянутым нефтенасыщенным пластом, устанавливают выше первоначальной перфорации пакер, вводят через первоначальную перфорацию в водонасыщенный пласт состав для водоизоляции, и герметизируют первоначальную перфорацию цементным мостом, после формирования в скважине первой ванны реагента разглинизатора ее дополнительно продавливают через зону перфорации в нефтенасыщенный пласт продавочной жидкостью – минерализованной водой с плотностью от 1,05 до 1,20 г/см³, выдерживают раствор реагента разглинизатора после продавливания не менее 18 ч, удаляют продавочную жидкость и первую ванну раствора реагента разглинизатора свабированием, при этом при свабировании извлекают из нефтенасыщенного пласта продукты реакции раствора реагента разглинизатора с глинистыми минералами в смеси с нефтью в объеме, по меньшей мере, в 1,2 раза большем, чем объем первой ванны.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при первоначальной перфорации водонасыщенного пласта выбирают количество перфорационных каналов на один метр толщины водонасыщенного пласта в полтора – два раза большим, чем количество перфорационных каналов в зоне перфорации нефтенасыщенного пласта, при этом при первоначальной перфорации водонасыщенного пласта выбирают количество перфорационных каналов не менее пятнадцати на один метр толщины водонасыщенного пласта.

3. Способ по п.2, отличающийся тем, что при первоначальной перфорации водонасыщенного пласта используют перфорационную систему такую же, как в зоне перфорации нефтенасыщенного пласта, или с более глубоким проникновением.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, вводят через первоначальную перфорацию в водонасыщенный пласт состав для водоизоляции при давлении на устье скважины не более 2 МПа.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что объем первой ванны выбирают из условия
V = hmR²,
где = 3,14;
h – высота зоны перфорации нефтенасыщенного пласта, м;
m – относительный объем открытых трещин и каверн;
R – радиус области проникновения продавленного раствора реагента разглинизатора в нефтенасыщенный пласт, выбираемый от 3 до 5 м.

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что продавку продавочной жидкостью второй ванны через зону перфорации в нефтенасыщенный пласт производят минерализованной водой с плотностью от 1,05 до 1,20 г/см³, выдерживают вторую ванну не менее 4 ч, дополнительно промывают скважину минерализованной водой с плотностью от 1,05 до 1,10 г/см³, а удаление минерализованной воды и второй ванны осуществляют свабированием, при этом при свабировании извлекают из нефтенасыщенного пласта продукты реакции раствора кислоты с реагентом стабилизатором глин с глинистыми минералами в смеси с нефтью в объеме, по меньшей мере, в 1,2 большем, чем объем второй ванны.

7. Способ по п.6, отличающийся тем, что объем второй ванны раствора кислоты с реагентом стабилизатором глин выбирают из условия
V = hmR²,
где = 3,14;
h – высота зоны перфорации нефтенасыщенного пласта, м;
m – относительный объем открытых трещин и каверн;
R – радиус области проникновения продавленного раствора кислоты с реагентом стабилизатором глин в нефтенасыщенный пласт, выбираемый от 3 до 5 м.

РИСУНКИ

MM4A Досрочное прекращение действия патента Российской Федерации на изобретение из-за неуплаты в установленный срок пошлины за поддержание патента в силе

Дата прекращения действия патента: 05.07.2004

Извещение опубликовано: 7.04.2005 БИ: 12/2005

Изменения:

Публикацию о досрочном прекращении действия патента на изобретение считать недействительной

Номер и год публикации бюллетеня: 12-2005

Извещение опубликовано: 7.06.2005 БИ: 18/2005

PC4A – Регистрация договора об уступке патента Российской Федерации на изобретение

Прежний патентообладатель:

Капырин Юрий Владимирович,
Таратын Максим Эдуардович,
Храпова Екатерина Ивановна

(73) Патентообладатель:

Таратын Максим Эдуардович

(73) Патентообладатель:

Храпова Екатерина Ивановна

Дата и номер государственной регистрации перехода исключительного права: 16.05.2008 № РД0036137

Извещение опубликовано: 7.06.2008 БИ: 18/2008