Способ разработки залежи высоковязкой нефти


 


Владельцы патента RU 2506417:

Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - работоспособность в залежи с наклонным водонефтяным контактом, снижение процента обводненности добываемой продукции из пласта, исключение прорыва теплоносителя в добывающую скважину с одновременным снижением затрат на исключении строительства дополнительной нагнетательной скважины. В способе разработки залежи высоковязкой нефти, включающем бурение вертикальных нагнетательных скважин и наклонно-горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, определяют уровень водонефтяного контакта ВНК, добывающую наклонно-горизонтальную от устья к забою скважину бурят с расположением как минимум на 2-3 м выше уровня ВНК, вертикальную нагнетательную скважину бурят с расположением забоя над забоем добывающей скважины выше на 5-8 м. Перфорируют добывающую скважину по всей длине наклонного участка, нагнетательную вертикальную скважину перфорируют в зоне пласта в направлении устья добывающей скважины. Поэтапно по мере прорыва рабочего агента или обводнения продукции выше 95% забой добывающей наклонно-горизонтальной скважины отсекают выше зоны прорыва или обводнения, а зону вскрытия нагнетательной скважины отсекают снизу на 1/3-1/2 часть всей ее длины. При выработке всей вырабатываемой зоны устье добывающей наклонно-горизонтальной скважины переводят под нагнетание рабочего агента. 1 ил.

 

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки залежи высоковязкой нефти.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент РФ №2062865, МПК Е21В 43/20, опубл. в Бюл. №36 от 27.06.1996), в соответствии с которым на залежь высоковязкой нефти бурят вертикальные нагнетательные и горизонтальные добывающие скважины. Теплоноситель закачивают через нагнетательные скважины и одновременно периодически через горизонтальные скважины до прорыва теплоносителя к вертикальным добывающим скважинам. После прорыва теплоносителя через нагнетательные скважины закачивают вытесняющий агент, а через горизонтальные скважины осуществляют отбор песка и пластового флюида.

Недостатком этого способа является то, что он не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с достижением высокой нефтеотдачи. Вероятен быстрый прорыв теплоносителя из нагнетательной скважины в добывающую, что снижает его эффективность и увеличивает затраты на реализацию.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2334095, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.09.2008), включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Горизонтальный ствол добывающей скважины проводят в 1,5-2,5 м над подошвой продуктивного пласта и перфорируют. Выше горизонтального ствола добывающей скважины на 3,5-4,5 м размещают низ вертикальной нагнетательной скважины, перфорированной в интервале 0,5-1,5 м от низа. Вертикальную нагнетательную скважину размещают от вертикального ствола добывающей скважины на расстоянии, большем 2/3 длины горизонтального участка добывающей скважины, вплоть до конца горизонтального ствола, при этом в качестве агента используют пар в чередовании с воздухом.

Недостатком способа является вероятность быстрого прорыва теплоносителя из-за небольшого расстояния между забоем добывающей и нагнетательной скважин (3,5-(3,5-4,5 м). В связи с этим - высокие затраты и малая эффективность. Способ не подходит для разработки залежи с наклонным водонефтяным контактом.

Техническими задачами способа являются работоспособность в залежи с наклонным водонефтяным контактом, снижение процента обводненности добываемой продукции из пласта, исключение прорыва теплоносителя в добывающую скважину, снижение затрат на исключении строительства дополнительной нагнетательной скважины.

Техническая задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти, включающим бурение вертикальных нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины.

Новым является то, что определяют уровень водонефтяного контакта (ВНК), добывающую наклонно-горизонтальную от устья к забою скважину бурят с расположением как минимум на 2-3 м выше уровня ВНК, вертикальную нагнетательную скважину бурят с расположением забоя над забоем добывающей скважины выше на 5-8 м, перфорируют добывающую скважину по всей длине наклонного участка, нагнетательную вертикальную скважину перфорируют в зоне пласта в направлении устья добывающей скважины, поэтапно по мере прорыва рабочего агента или обводнения продукции выше 95% забой добывающей горизонтальной скважины отсекают выше зоны прорыва или обводнения, а зону вскрытия нагнетательной скважины отсекают снизу на 1/3-1/2 часть всей ее длины, при выработке всей вырабатываемой зоны устье добывающей наклонно-горизонтальной скважины переводят под нагнетание рабочего агента.

На чертеже представлена схема размещения вертикальной нагнетательной скважины и наклонно-горизонтальной добывающей скважины.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти осуществляется следующим образом.

В продуктивном пласте 1 определяют уровень водонефтяного контакта (ВНК) 2, в случае, если уровень ВНК наклонный 2', то определяют его угол наклона. Далее бурят и обустраивают горизонтально-наклонную добывающую скважину 3 с забоем выше уровня ВНК 2 как минимум на 2-3 м, через которую пойдет отбор продукции пласта 1. Перфорируют скважину 3 по всему стволу. В случае разработки залежи с наклонным уровнем ВНК Т наклонно-горизонтальная скважина 3 бурится над уровнем ВНК Т с расстоянием от него как минимум на 2-3 м. Далее бурится вертикальная нагнетательная скважина 4 с расположением забоя на расстоянии 5-8 м над забоем горизонтально-наклонной добывающей скважины 3. После обустройства вертикальной скважины 4 через нее производится закачка рабочего агента. В качестве рабочего агента используется пар, например, с температурой 180-250°С и сухостью 0,8 д. ед. Для уменьшения теплопотерь и создания паровой камеры над наклонно-горизонтальной скважиной 3 нагнетательную вертикальную скважину 4 перфорируют в направлении устья наклонно-горизонтальной скважины 3. Далее по способу поэтапно по мере прорыва теплоносителя или достижения процента обводнения продукции выше 95% забой добывающей наклонно-горизонтальной скважины 4 отсекают выше зоны прорыва или обводнения. В качестве изоляции обводнившегося участка ствола скважины или прорыва в него теплоносителя можно использовать различные глухие пакеры или тампонирующие составы, а также, например, глинистый или цементный раствор. В случае своевременной изоляции проблемного участка можно практически полностью исключить проблему прорыва теплоносителя, тем самым достичь экономии при закачке рабочего агента, а также избежать падения давления, которое дает высокий приток продукции в добывающую скважину. Зону вскрытия нагнетательной скважины отсекают снизу на 1/3-1/2 часть всей ее длины, например, глухими пакерами или тампонирующими составами. Такое решение обуславливается тем, что при небольшом (5-8 м) расстоянии между забоями добывающей 3 и нагнетательной 4 скважин позволяет достигать добычу продукции на более ранней стадии эксплуатации пласта 1, но притом же возможен прорыв рабочего агента. Вследствие чего после разогрева межскважинной зоны низ забоя нагнетательной скважины 4 нужно изолировать, тогда закачка рабочего агента будет производиться в верхний интервал продуктивного пласта 1, и тем самым образовавшаяся паровая камера над добывающей наклонно-горизонтальной скважиной 3 будет выталкивать продукцию из верхнего участка пласта 1, также такое решение дает меньшую вероятность прорыва рабочего агента. При выработке всей вырабатываемой зоны устье добывающей наклонно-горизонтальной скважины 3 переводят под нагнетание рабочего агента.

Предложенный способ разработки залежи высоковязкой нефти был реализован на месторождении со следующими геолого-физическими характеристиками:

Средняя глубина залегания объекта - 85 м.

Средняя общая толщина пласта - 26 м.

Уровень ВНК - 84 м.

Значение начального пластового давления - 0,45 МПа.

Начальная пластовая температура - 8°С.

Коэффициент плотности нефти в пластовых условиях - 0,965 кг/м.

Коэффициент динамической вязкости нефти в пластовых условиях - 12000 мПа·с.

Коэффициент динамической вязкости воды в пластовых условиях - 1,3 мПа·с.

Значение средней проницаемости по керну в пласте - 1500 мкм.

Значение средней пористости по керну в пласте - 0.08 д. ед.

Выше наклонного уровня ВНК Т на расстоянии 2,5 м построили наклонно-горизонтальную скважину 3 с длиной наклонно-горизонтального участка 150 м, который перфорировали гидромеханическим перфоратором ПГМ-120 по всей длине. Построили вертикальную скважину 4 с размещением забоя на 6,8 м выше забоя скважины 3. В скважине 4 вторично вскрыли пласт 1 на длине 12 м односторонним гидромеханическим перфоратором ПГМ-0-120 в сторону устья скважины 3, ориентируемым в скважине при помощи геофизического навигационного оборудования. При прорыве теплоносителя призабойную часть скважины 3 на расстоянии 40 м от забоя заполнили глинистым раствором. При этом вертикальную скважину 4 на расстоянии 5 м от забоя заполнили цементным раствором, исключив полностью вероятность прорыва теплоносителя из скважины 4 в скважину 3. Продолжили эксплуатацию скважин 3 и 4 до полного обводнения продукции (выше 95%) в добывающей скважине 3, которую перевели под нагнетание рабочего агента. В результате использование предложенного способа позволило получить накопленную добычу нефти на 12% выше, чем наиболее близкий аналог.

Представленный способ, а также способ по прототипу были смоделированы в программном комплексе CMG модуля STARS на объекте с теми же геолого-физическими характеристиками для различных условий эксплуатации. Из полученных расчетов также выявлено преимущество способа перед прототипом: снижение процента обводненности добываемой продукции из пласта, исключение прорыва теплоносителя в добывающую скважину, накопленная добыча нефти выше, чем по прототипу, на 10-15%.

Предложенный способ позволяет решать поставленные технические задачи, такие как работоспособность в залежи с наклонным водонефтяным контактом, снижение процента обводненности добываемой продукции из пласта. Исключается прорыв теплоносителя в добывающую скважину, что дает возможность избежать падения достигнутого давления в разрабатываемом пласте и тем самым обеспечить высокий приток продукции в добывающую скважину. Перевод устья наклонно-горизонтальной скважины под нагнетание рабочего агента обеспечивает экономию на строительстве дополнительной нагнетательной скважины. Накопленная добыча нефти по предлагаемому способу выше, чем по прототипу, на 10-15%.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти, включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин и наклонно-горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что определяют уровень водонефтяного контакта - ВНК, добывающую наклонно-горизонтальную от устья к забою скважину бурят с расположением как минимум на 2-3 м выше уровня ВНК, вертикальную нагнетательную скважину бурят с расположением забоя над забоем добывающей скважины выше на 5-8 м, перфорируют добывающую скважину по всей длине наклонного участка, нагнетательную вертикальную скважину перфорируют в зоне пласта в направлении устья добывающей скважины, поэтапно по мере прорыва рабочего агента или обводнения продукции выше 95% забой добывающей наклонно-горизонтальной скважины отсекают выше зоны прорыва или обводнения, а зону вскрытия нагнетательной скважины отсекают снизу на 1/3-1/2 часть всей ее длины, при выработке всей вырабатываемой зоны устье добывающей наклонно-горизонтальной скважины переводят под нагнетание рабочего агента.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с применением разветвленных горизонтальных скважин. Сущность изобретения: осуществляют бурение вертикальных нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие горизонтальные скважины.

Изобретение относится к нефтяной отрасли, к области освоения скважин после окончания бурения при вводе в эксплуатацию. Обеспечивает повышение эффективности применяемых компоновок с устройствами - гидроструйными насосами при освоении скважин с низкопроницаемыми продуктивными пластами при добыче вязкой нефти.

Изобретение относится к методам-способам повышения дебитов добывающих скважин на нефтяных месторождениях. Технический результат направлен на повышение эффективности очистки нефтяной скважины за счет автоматического комплексного репрессионно-депрессионного воздействия на обрабатываемый пласт при обратной промывке скважины.

Группа изобретений относится к добыче углеводородов из подземных пластов гидратов, содержащих углеводороды. Обеспечивает повышение эффективности изобретений за счет предотвращения снижения объема добычи углеводородов.

Группа изобретений относится к способам и системам добычи и переработки углеводородов из множества подземных коллекторов и, конкретно, к добыче природного газа из обычных коллекторов и коллекторов, содержащих гидраты природного газа.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к способам разработки нефтяной залежи с применением газа и/или водогазовой смеси. Обеспечивает повышение коэффициента извлечения нефти.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для утилизации попутного нефтяного газа путем его закачки в нефтяной пласт вместе с водой системы поддержания пластового давления.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к способам разработки нефтяной залежи с применением газа и/или водогазовой смеси. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет снижения финансовых и материальных затрат, увеличения охвата нефтяной залежи и извлечения нефти.

Изобретение относится к методу добычи метана, накапливаемого в виде газовых гидратов, с одновременным накоплением углекислого газа в геологическом подстилающем грунте.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу вытеснения нефти водогазовой смесью. Обеспечивает увеличение коэффициента вытеснения нефти за счет повышения доли подвижной нефти и увеличения коэффициента охвата за счет тампонирования высокопроницаемых участков пласта.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с различным типом коллектора. Обеспечивает повышение нефтеотдачи и эффективности процесса вытеснения нефти. Сущность изобретения: по способу осуществляют бурение вертикальных нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие горизонтальные скважины. При этом горизонтальную скважину бурят выше уровня водонефтяного контакта - ВНК, а вертикальную - на расстоянии не менее 50 м от забоя горизонтальной скважины. Производят вторичное вскрытие залежи в вертикальной скважине выше и ниже горизонтальной скважины. Вторичное вскрытие в вертикальной скважине выше горизонтального ствола производят с большей плотностью вскрываемых отверстий, чем вскрытие ниже горизонтального ствола для создания более равномерного фронта заводнения. 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами с применением гидравлического разрыва пласта. Обеспечивает повышение эффективности разработки нефтяных месторождений в пластах с различной толщиной. Сущность изобретения: способ включает бурение разведочных скважин с отбором керна и разбуривание месторождения горизонтальными скважинами. Согласно изобретению бурение разведочных скважин в продуктивном интервале производят с ориентированным отбором керна, по которому определяют азимутальное направление минимальных напряжений в пласте-коллекторе. Определяют толщину пласта-коллектора, разбуривают месторождение горизонтальными скважинами. Бурение горизонтальных участков стволов скважин в пласте-коллекторе ведут при помощи геоуправления траекторией ствола скважины. При этом в пластах-коллекторах с толщинами от 1 до 10 м горизонтальные участки стволов скважин бурят в азимутальном направлении, перпендикулярном направлению минимальных напряжений в пласте. В пластах с толщинами от 10 до 100 м горизонтальные участки стволов скважин бурят в азимутальном направлении, параллельном направлению минимальных напряжений в пластах. В добывающих скважинах осуществляют гидравлический разрыв пласта. В пластах-коллекторах с толщинами от 1 до 10 м проводят гидравлический разрыв с созданием трещины гидравлического разрыва, плоскость которой направлена вдоль горизонтального участка ствола скважины. В пластах-коллекторах с толщинами от 10 до 100 м проводят многократный гидравлический разрыв пласта с созданием трещин гидравлического разрыва, плоскости которых направлены перпендикулярно горизонтальному участку ствола скважины из расчета одна трещина гидравлического разрыва на каждые 100 м горизонтального участка ствола скважины. 4 пр., 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к способам вскрытия зоны пласта, прилегающей к скважине, для интенсификации притока пластового флюида. Техническим результатом изобретения является повышение нефтеотдачи продуктивной залежи и снижение сроков ее разработки. Сущность изобретения: способ разработки продуктивной залежи включает изучение степени зональной неоднородности продуктивной залежи и ее неоднородности по толщине с использованием углерод-кислородного каротажа, осуществление поинтервальной - селективной перфорации продуктивной залежи в скважине в соответствии со степенью неоднородности упомянутой залежи. Для этого создают поинтервальную фильтрационную модель околоскважинного пространства, учитывающую его поинтервальные поля пористости, нефтенасыщенности, проницаемости, анизотропии пород, и объединенную фильтрационную модель совместной фильтрации флюидов к скважине по всей толщине продуктивной залежи. Определяют коэффициент связи каждого конкретного интервала скважины с продуктивной залежью в целом. После этого определяют площадь вскрытия каждого интервала продуктивной залежи по ее толщине в соответствии с аналитической зависимостью. Затем осуществляют собственно перфорацию скважины с использованием полученных данных по площади вскрытия каждого интервала продуктивной залежи кумулятивными зарядами, освоение скважины и последующую ее эксплуатацию. 2 табл., 4 ил.

Группа изобретений относится к системам и способам добычи нефти и/или газа с использованием методов повышения нефтеотдачи. Обеспечивает повышение эффективности решений на основе использования технологии смешивающегося вытеснения. Сущность изобретений: система добычи нефти и/или газа из подземного пласта содержит: первую скважину в пласте; механизм для закачивания в первую скважину смешивающейся композиции, повышающей нефтеотдачу; вторую скважину в пласте; механизм для добычи из второй скважины нефти и/или газа; при этом первая скважина и вторая скважина являются внутренней частью системы; множество барьерных скважин снаружи первой скважины и второй скважины и механизм для закачивания в барьерные скважины барьерного агента для вытеснения смешивающейся повышающей нефтеотдачу композиции и/или нефти или газа в пласте ко второй скважине для добычи из указанной второй скважины. 3 н. и 23 з.п. ф-лы, 8 ил.

Изобретения относятся к нефтяной промышленности. Технический результат - увеличение извлечения углеводородов из подземного коллектора. Способ извлечения углеводородов из подземного коллектора включает закачку первой текучей среды в первую горизонтальную скважину в коллекторе при начальном давлении закачки, при этом первую текучую среду закачивают в первую скважину первым устройством; добычу углеводородов из второй горизонтальной скважины, расположенной под первой скважиной; непрерывную закачку второй текучей среды в третью скважину, отстоящую в плане от первой скважины и от второй скважины, для вытеснения текучей среды в резервуар в направлении второй скважины до тех пор, пока не установится гидравлическая связь со второй скважиной. продолжая при этом добычу углеводородов из второй скважины; избирательное прекращение закачки в первой скважине, когда вторая скважина имеет гидравлическую связь с третьей скважиной, и продолжение добычи углеводородов из второй скважины после прекращения закачки в первой скважине и продолжение закачки второй текучей среды в третью скважину после прекращения закачки в первой скважине. 4 н. и 32 з.п. ф-лы, 10 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к методам повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти и газа в нагнетательных добывающих нефтяных и газовых скважинах как с терригенными, так и с карбонатными коллекторами. Обеспечивается повышение эффективности способа за счет выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин с неоднородными пластами с наличием в них каналов с низкими фильтрационными сопротивлениями с одновременным улучшением режима работы добывающих скважин. Сущность изобретения: способ вытеснения нефти из пласта водогазовым воздействием с применением устьевых эжекторов характеризуется тем, что на линии инжекции нагнетательной скважины, связанной с затрубным пространством добывающей скважины или группы добывающих скважин на их кусте, устанавливают с заданным соотношением размеров сопла и диффузора устьевой эжектор, через который в трубное пространство насосно-компрессорных труб предварительно закачивают осадкообразующий состав, а затем воду для инжекции попутного газа и образования водогазовой смеси. При этом снижают давление в затрубном пространстве добывающей скважины. 4 з.п. ф-лы, 2 пр., 1 ил.

Изобретение относится к топливно-энергетической промышленности и направлено на решение проблемы, связанной с устойчивым получением и добычей углеводородов - нефти и газа, и определением их количества. Обеспечивает исключение спада добычи углеводородов и поддержание ее на необходимом уровне. Сущность изобретения: способ включает месторождение углеводородов - нефти и газа, эксплуатационные скважины. Согласно изобретению в отрабатываемое месторождение подают морскую воду через дополнительно пробуренную углубленную скважину до точки кипения в недрах земной коры - «бойлер», с учетом получения из 1 м3 закачиваемой морской воды приблизительно 0,03 кг углеводородов, что является частью нефти из морской воды. То же самое осуществляют и в создаваемом искусственном месторождении. Для этого предусматривают бурение скважин до «бойлера», где через одни скважины закачивают морскую воду, а через другие скважины добывают углеводороды из недр земной коры по мере их накопления. 6 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных залежей на поздней стадии, характеризующихся неоднородными коллекторами различной природы и, в частности, зонально неоднородными коллекторами с пластами различной проницаемости или трещинно-поровыми коллекторами. Обеспечивает увеличение нефтеотдачи пластов и сокращение объемов попутной воды, снижение затрат на осуществление способа, повышение эффективности разработки в целом, а также достижение интенсификации процесса разработки. Сущность изобретения: способ включает циклическое - нестационарное нагнетание агента через нагнетательные скважины, отбор флюидов через добывающие скважины, дополнительное адресное воздействие химреагентами на пласты через всю совокупность нагнетательных и добывающих скважин с выделением характерных участков, различающихся между собой геолого-физическими свойствами, текущим состоянием разработки и степенью выработки запасов. По способу выделяют опытный участок, на котором с использованием кернового материала определяют его среднюю проницаемость и рассчитывают средневзвешенные значения гидропроводности, пьезопроводности пласта в пределах этого участка, осуществляют фильтрационные исследования, нефтевытесняющие, стимулирующие или изолирующие свойства применяемых химреагентов. Длительность нагнетания агента в пределах этого участка определяют по аналитическому выражению с учетом расстояния от фронта нагнетания агента до области отбора флюидов, средней пьезопроводности пласта, его проницаемости, пористости, коэффициентов упругости породы и жидкости. Адресно определяют длительность нагнетания агента на каждом участке и алгоритм дальнейшей разработки выбранных участков на основании лабораторного обоснования и результатов гидродинамического моделирования технологий воздействия для конкретных условий выбранных участков. Затем осуществляют системно-адресное воздействие на каждом участке. 1 пр., 2 табл., 3 ил.

Изобретение относится к области разработки многопластовых нефтяных месторождений и может быть использовано в нефтегазовой промышленности. Обеспечивает упрощение и удешевление способа разработки многопластовой нефтяной залежи, повышение эффективности его применения в нефтяных залежах, сложенных продуктивными пластами с различными фильтрационно-емкостными свойствами, а также ускорение сроков разработки многопластового месторождения. Сущность изобретения: способ включает закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор пластовых флюидов через добывающие скважины, осуществление гидравлического разрыва пласта с получением эффективной трещины гидроразрыва. Согласно изобретению определяют проницаемость каждого продуктивного пласта, вскрытого скважиной. Классифицируют продуктивные пласты по проницаемости. В зависимости от проницаемости продуктивного пласта проводят перфорацию в добывающих и нагнетательных скважинах. Нагнетательные скважины пускают под закачку, а в добывающих скважинах проводят гидравлический разрыв во всех продуктивных пластах. При этом в продуктивных пластах с проницаемостью менее 10 мД проводят гидравлический разрыв с созданием трещин гидроразрыва с закрепленной полудлиной свыше 100 м и закрепленной шириной в продуктивной части от 1,5 до 3 мм. В продуктивных в пластах с проницаемостью свыше 100 мД проводят гидравлический разрыв с созданием трещин гидроразрыва с закрепленной полудлиной до 40 м и закрепленной шириной от 5 до 20 мм. В продуктивных пластах с проницаемостью от 10 до 100 мД проводят гидравлический разрыв с созданием трещин гидроразрыва с закрепленной полудлиной от 40 до 100 м и закрепленной шириной от 3 до 7 мм. 1 з.п. ф-лы, 3 пр., 4 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для закачки попутного нефтяного газа в пласт. Система содержит добывающую скважину, сепаратор, насос с электродвигателем, трубопровод для подачи воды, газовый трубопровод, смесительное устройство, нагнетательную скважину и пакер с вмонтированной трубой. Насос, электродвигатель и смесительное устройство размещены внутри нагнетательной скважины. Насос установлен под электродвигателем, который снабжен кожухом, соединенным с трубопроводом для подачи воды. Ниже смесителя над или под пакером дополнительно установлен дожимной насос. Дожимной насос может быть снабжен собственным электродвигателем. В качестве дожимного и/или основного насоса может быть использован центробежный насос, или насос объемного типа, или насос диагонального или осевого типа. Технический результат заключается в смешении воды с попутным газом внутри нагнетательной скважины, что позволяет избежать создания развитой инфраструктуры на поверхности, обеспечивает экологическую безопасность окружающей среды за счет исключения возможных выбросов газа в атмосферу. 4 з. п. ф-лы, 2 ил.
Наверх