Способ увеличения нефтеотдачи пластов путем нагнетания водогазовой смеси

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к разработке месторождений посредством закачки воды и газа в нагнетательные скважины и извлечения нефти через добывающие. Технический результат - упрощение технологии при одновременном снижении затрат на ее осуществление за счет более полного учета факторов, влияющих на эффективность мероприятий по повышению нефтеотдачи. Способ включает приготовление водогазовой смеси в диапазоне значений газосодержания, обеспечивающем устойчивую работу насосной установки, нагнетание ее в одну или более скважин с помощью установки с центробежным насосом и вытеснение нефти из пласта с системой поддержания пластового давления. При этом перед нагнетанием водогазовой смеси в пласт экспериментально определяют зависимость коэффициента вытеснения нефти от газосодержания в водогазовой смеси при пластовых условиях. На основе полученной зависимости выбирают оптимальное значение газосодержания. Непосредственно на скважине определяют зависимость изменения приемистости скважины от газосодержания. Устанавливают рабочее соотношение расходов воды и газа на входе в смеситель. Далее, по мере продвижения фронта вытеснения, расположенного между нагнетательной и добывающей скважинами, рассчитывают текущее значение газосодержания на фронте вытеснения в зависимости от давления. После этого уменьшают содержание газа в водогазовой смеси, поддерживая его на оптимальном уровне. 1 пр., 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки месторождений посредством закачки воды и газа в нагнетательные скважины и извлечения нефти через добывающие.

Известен способ разработки нефтяного пласта, включающий отбор жидкости через добывающие скважины и закачку в нагнетательные скважины водогазовой смеси, которую получают на устье этих скважин эжектированием в струйном насосе газа, при этом водогазовую смесь (далее ВГС) диспергируют и гомогенизируют, для чего эту смесь подают струйным насосом в гидродинамический кавитационный узел и далее - в струйный диспергатор для преобразования энергии струй в энергию акустических волн и образования пульсирующей кавитации (патент РФ №2266396).

Недостатком данного способа является: низкий коэффициент вытеснения нефти, сложная система приготовления водогазовой смеси не позволяет проводить регулирование (изменение) газосодержания закачиваемого агента в процессе разработки пласта, что приводит к завышению затрат на компримирование газа и трудностям при работе добывающих скважин.

Наиболее близким техническим решением к заявляемому способу относится способ увеличения нефтеотдачи пластов с системой поддержания пластового давления путем нагнетания водогазовой смеси в пласт, включающий приготовление водогазовой смеси, нагнетание ее в одну (или более) скважину с помощью центробежного насоса, допускающего наличие в нагнетаемой водогазовой смеси свободного газа в диапазоне концентраций газа, обеспечивающего устойчивую работу насоса, и вытеснение нефти из пласта закачиваемой в пласт водогазовой смесью. Эффективное вытеснение нефти из пласта при его нефтеотдаче и воздействии на него водогазовой смесью с содержанием газа в этой смеси в диапазоне от 30 до 75% от объема смеси в условиях вытеснения нефти. Для создания необходимого газосодержания в смеси перед нагнетанием водогазовой смеси в скважины на выходе центробежной насосной установки и производят отделение лишнего количества воды из водогазовой смеси с помощью сепаратора, а водогазовую смесь с необходимым газосодержанием подают во всасывающий коллектор центробежной насосной установки (Патент РФ 2357074, 2007 г.).

Недостатком указанного способа является отсутствие критерия выбора значения оптимального для конкретного объекта нефтедобычи значения газосодержания, предопределяющее нерациональное использование закачиваемого газа, что приводит к усложнению технологии и увеличению затрат на ее осуществление.

Технической задачей предлагаемого изобретения является упрощение технологии при одновременном снижении затрат на ее осуществление за счет более полного учета факторов, влияющих на эффективность мероприятий по повышению нефтеотдачи.

Поставленная задача достигается тем, что в способе увеличения нефтеотдачи пластов путем нагнетания водогазовой смеси в пласт, включающем приготовление водогазовой смеси в диапазоне значений газосодержания, обеспечивающем устойчивую работу насосной установки, нагнетание ее в одну или более скважину с помощью установки с центробежным насосом и вытеснение нефти из пласта с системой поддержания пластового давления, согласно изобретению перед нагнетанием водогазовой смеси в пласт экспериментально определяют зависимость коэффициента вытеснения нефти от газосодержания в водогазовой смеси при пластовых условиях, на основе полученной зависимости выбирают оптимальное значение газосодержания, непосредственно на скважине определяют зависимость изменения приемистости пласта от газосодержания, устанавливают рабочее соотношение расходов воды и газа на входе в смеситель, далее, по мере продвижения фронта вытеснения, расположенного между нагнетательной и добывающей скважинами, рассчитывают текущее значение газосодержания на фронте вытеснения в зависимости от давления, после чего уменьшают содержание газа в водогазовой смеси, поддерживая его на оптимальном уровне.

Таким образом, согласно представленному изобретению, предлагается:

- перед нагнетанием ВГС, с использованием кернового материала и нефти, отобранных из конкретного пласта, экспериментально определяют зависимость коэффициента вытеснения вытеснение нефти от газосодержания в ВГС при его термобарических условиях;

- на основе полученной зависимости выбирают оптимальное (с учетом затрат на приготовление ВГС и прирост коэффициента вытеснения) значение газосодержания;

- определяют зависимость изменения приемистости скважины от газосодержания. Зависимость приемистости скважины от газосодержания определяется непосредственно на скважине путем закачки ВГС с различным расходом и содержанием газа в ВГС;

- устанавливают рабочее соотношение расходов воды и газа на входе в смеситель для получения ВГС с оптимальным газосодержанием;

- далее периодически определяют положение фронта вытеснения и значение давления в этой области и рассчитывают текущее значение газосодержания на фронте вытеснения с использованием зависимости газосодержания от давления. Положение фронта вытеснения определяется либо расчетным путем, либо геофизическими методами. Зависимость газосодержания от давления определяется любым известным методом;

- с использованием этих данных уменьшают содержание газа в ВГС на входе в смеситель, поддерживая его на оптимальном уровне.

На чертеже представлена полученная экспериментальным путем зависимость коэффициента вытеснения от величины газосодержания в закачиваемой ВГС при условиях вытеснения.

Приведем пример реализации предлагаемого способа с указанием реальных параметров технологического процесса.

Имеется нефтяное месторождение, разрабатываемое с системой поддержания пластового давления. Объектом разработки нефтяного месторождения является пласт, залегающий на глубине 3000 м, с пластовым давлением 30 МПа и температурой 90°C.

Попутный нефтяной газ и вода поступают из установки подготовки нефти под давлением 0,5 МПа. Вода на вход в смеситель (эжектор) поступает от насосного агрегата АНТ 150 с давлением 20 МПа. Давление на выходе из эжектора (давление на входе в насосный агрегат) составляет 4 МПа.

Объем закачки воды до применения водогазового воздействия составляет 140 м3/сут при устьевом давлении 20 МПа. Вязкость нефти в пластовых условиях составляет 1 МПа* с.

а) Перед нагнетанием ВГС экспериментально определяют зависимость коэффициента вытеснения вытеснение нефти от газосодержания в ВГС при пластовых условиях.

б) Анализ представленной зависимости (график) показывает, что при выборе газосодержания в закачиваемой смеси более 20-25% не наблюдается значимого увеличения эффективности вытеснения нефти, что приведет к необоснованному завышению объема закачиваемого газа. Тогда согласно полученной зависимости газосодержание на забое скважины должно составлять 20%.

в) определяют зависимость изменения приемистости скважины от газосодержания.

Расчетное давление на забое скважины при устьевом давлении 20 МПа и газосодержании на забое скважины, равном 20%, составит Р=48 МПа. Приемистость скважины при закачке ВГС (определяемая для каждой конкретной скважины и отраженная в технической документации) составила 100 м3/сут. Тогда газосодержание (расчеты величины газосодержания проводятся без учета сжимаемости) на забое скважины при давлении 48 МПА составит:

Г=Qг/(Qг+Qв)=0,2

Расход газа (Qг) при этих условиях составит 20 м3/сут, воды (Qв) - 80 м3/сут.

Тогда расход газа на входе в смеситель ( Q г 1 ) при давлении Рс=0,5 МПа составит:

Q г 1 = P/P с = 20 48/0,5 = 1920 м 3 / с у т

Расход воды останется прежним - 80 м3/сут.

г) устанавливают начальное рабочее соотношение расходов воды и газа на входе в смеситель.

Газосодержание на входе в смеситель составит:

Г1=1920/(1920+80)=0,96

д) По мере продвижения фронта вытеснения периодически определяют его положение, давление в области занятой водогазовой смесью и зависимость газосодержания от давления, проводят корректировку газосодержания.

Через год фронт вытеснения будет находиться на расстоянии 50 м от забоя нагнетательной скважины. Пластовое давление в зоне, занятой ВГС, составит Рп=35 МПа. С учетом изменения давления корректируется расход газа на входе в смеситель, который теперь составит:

Q г 1 = P/P с = 20-35/0,5 = 1400 м 3 / с у т .

Устанавливается новое газосодержание на входе в смеситель, равное:

Г1=1400/(1400+80)=0,945

Следовательно, расход газа (а следовательно, и затраты на его компримирование) следует уменьшить на 520 м3/сут, или на 27%.

При использовании заявляемого способа учитывается роль такого фактора, как изменение газосодержания по мере движения ВГС в пласте. Хорошо известно, что наибольшее давление в пласте существует вблизи забоя нагнетательной скважины, а минимальное - вблизи забоя добывающей. По мере продвижения оторочки ВГС от нагнетательной к добывающей скважине изменение давления приведет к росту газосодержания в оторочке ВГС. Это также обуславливает необходимость корректировки газосодержания в закачиваемой ВГС с учетом положения фронта вытеснения.

Упрощение технологии достигается за счет оптимизации (минимизации) значения газосодержания, до значений, обеспечивающих при этом максимальный экономический эффект за счет закачки меньшего, но достаточного для повышения нефтеотдачи, объема газа. Кроме того, так как большое содержание газа в добываемой продукции может привести к срыву подачи работающих скважинных насосов, что потребует замены скважинного оборудования, реализация предлагаемого подхода обеспечит снижение затрат на последующий подъем и утилизацию газа, в силу минимизации газосодержания в добываемой продукции.

Способ увеличения нефтеотдачи пластов путем нагнетания водогазовой смеси в пласт, включающий приготовление водогазовой смеси в диапазоне значений газосодержания, обеспечивающем устойчивую работу насосной установки, нагнетание ее в одну или более скважину с помощью установки с центробежным насосом и вытеснение нефти из продуктивного пласта, с системой поддержания пластового давления, отличающийся тем, что перед нагнетанием водогазовой смеси в пласт экспериментально определяют зависимость коэффициента вытеснения нефти от газосодержания в водогазовой смеси при пластовых условиях, на основе полученной зависимости выбирают оптимальное значение газосодержания, непосредственно на скважине определяют зависимость изменения приемистости пласта от газосодержания, устанавливают рабочее соотношение расходов воды и газа на входе в смеситель, далее, по мере продвижения фронта вытеснения, расположенного между нагнетательной и добывающей скважинами, рассчитывают текущее значение газосодержания на фронте вытеснения в зависимости от давления, после чего уменьшают содержание газа в водогазовой смеси, поддерживая его на оптимальном уровне.



 

Похожие патенты:

Сваб // 2540728
Изобретение относится к оборудованию - свабу для снижения уровня жидкости и интенсификации притока прдукции при освоении нефтяных, газовых, водозаборных скважин. Технический результат - повышение надежности работы и расширение технологических возможностей сваба.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности, а именно к импульсной гидроударной обработке призабойной зоны пласта - ПЗП и освоению скважин. Обеспечивает повышение эффективности и технологичности способа и устройства за счет увеличения мощности и вариативности гидравлического воздействия на ПЗП при упрощении устройства и способа.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений для импульсной закачки жидкости в пласт.

Группа изобретений относится к горному делу и может быть применена для воздействия на застойную зону интервалов пластов. Способ включает многократное создание импульса пластового давления посредством закачки рабочего агента с заданными параметрами в нагнетательную скважину, осуществление регистрации и контроля скважинных параметров или времени в процессе эксплуатации нагнетательной скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для разработки нефтяных залежей сообщаемыми через продуктивный пласт скважинами.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для одновременно-раздельной эксплуатации нагнетательной скважины. Способ включает закачку рабочего агента по короткой колонне труб в верхний пласт и рабочего агента по длинной колонне труб, снабженной пакером, в нижний пласт.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке чисто нефтяных залежей с низкопроницаемыми коллекторами. Обеспечивает снижение темпов падения добычи нефти добывающими скважинами и увеличение коэффициента извлечения нефти. Сущность изобретения: способ включает бурение горизонтальных добывающих скважин с рядным размещением скважин и ориентацией горизонтальных стволов в направлении минимальных горизонтальных напряжений пласта, выполнение многостадийного гидроразрыва пласта (ГРП) и, согласно изобретению, параллельно рядам добывающих горизонтальных скважин, с чередованием через один ряд, бурят ряды нагнетательных наклонно-направленных скважин с выполнением на всех скважинах ГРП.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности устройства за счет комплексного термогазодинамического и химического воздействия на призабойную зону пласта нефтяной скважины, уменьшение шлакообразования относительно массы устройства в 3-5 раз, упрощение изготовления устройства.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам и устройствам для интенсификации работы скважин. Обеспечивает повышение степени интенсификации нефтегазопритока за счет очистки перфорационных каналов и управляемой депрессии.

Группа изобретений может быть использована в нефтегазодобывающей промышленности для интенсификации скважин. Обеспечивает повышение эффективности способа и безотказности работы устройства.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений для импульсной закачки жидкости в пласт. Обеспечивает возможность повышения расхода жидкости при импульсной закачке в пласт в системе поддержания пластового давления в процессе разработки нефтяных месторождений. Сущность изобретения: устройство включает корпус, концентрично расположенный в корпусе патрубок с центральным каналом, окнами и гайкой, пружину. Гайка установлена на наружной поверхности патрубка в ее верхней части, а пружина установлена между гайкой и корпусом, в котором выполнена внутренняя цилиндрическая выборка. В нижней части внутренней цилиндрической выборки корпуса выполнены радиальные каналы. Снизу к патрубку, вставленному в корпус, жестко присоединен полый цилиндрический клапан, оснащенный кольцевым выступом сверху с возможностью ограниченного герметичного перемещения вниз относительно внутренней цилиндрической выборки корпуса. Полость внутренней цилиндрической выборки корпуса над кольцевым выступом цилиндрического клапана сообщена окнами с центральным каналом, а полость внутренней цилиндрической выборки под выступом сообщена радиальными каналами с пространством снаружи корпуса. Имеется также сменная втулка и обратный клапан, пропускающий снизу вверх. Согласно изобретению полый цилиндрический клапан ниже внутренней цилиндрической выборки корпуса оснащен радиальными окнами. Ниже радиальных окон цилиндрический клапан снабжен сменной втулкой со сквозными окнами сверху. При этом в сменную втулку установлен глухой стержень, оснащенный сверху радиальным сквозным отверстием, в которое установлен палец, вставленный в радиальные окна полого цилиндрического клапана и жестко зафиксированный в корпусе. Глухой стержень имеет возможность ограниченных возвратно-поступательных осевых перемещений совместно с корпусом относительно сменной втулки с полым цилиндрическим клапаном с возможностью циклического открытия и закрытия сквозных отверстий сменной втулки в процессе закачки жидкости в устройство. 2 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для разработки нефтяной залежи. Способ включает отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, проведение гидроразрыва пласта в нагнетательных и добывающих скважинах. Выявляют участок залежи с низким пластовым давлением и нагнетательной скважиной с низкой приемистостью. Проводят гидравлический разрыв в выявленной нагнетательной скважине. Проводят разработку до увеличения пластового и забойного давления в реагирующих добывающих скважинах. Проводят гидроразрыв пласта в добывающих скважинах последовательно от скважины с наименьшим увеличением пластового и забойного давления до скважины с наибольшим увеличением пластового и забойного давления. При этом в скважинах с коллектором с высокой проницаемостью проводят щадящий гидроразрыв, а в скважинах с низкопроницаемым глинистым коллектором проводят интенсивный гидроразрыв с максимальной длиной трещины. Технический результат заключается в повышении эффективности гидравлического разрыва пласта.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при освоении скважины в процессе ее эксплуатации с целью повышения продуктивности скважины. Устройство для освоения пласта скважины включает колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакером, установленным выше пласта, и фильтр, заглушенный снизу для сообщения с пластом, наконечник с рядом отверстий. Фильтр оснащен сверху насадкой с внутренней цилиндрической полостью. Наконечник вставлен сверху в насадку, от которой подпружинен пружиной вверх. Снизу наконечник оснащен седлом, на котором размещен шар. Пакер выполнен в виде надувного резинового элемента с гидравлической камерой, соединенной осевым каналом, выполненным в насадке с ее внутренней цилиндрической полостью. Причем в исходном положении ряд отверстий наконечника расположен напротив внутренней цилиндрической полости насадки и сообщается с внутренним пространством колонны НКТ. При этом сверху на наконечник телескопически установлен полый корпус, жестко соединенный сверху с колонной НКТ. Полый корпус зафиксирован относительно наконечника в исходном положении срезным элементом, а в рабочем положении наконечник имеет возможность ограниченного осевого перемещения вниз относительно полого корпуса и насадки, сжатия пружины, фиксации полого наконечника относительно насадки, герметичного отсечения ряда отверстия наконечника внутренней поверхностью насадки. При этом колонна НКТ выше полого корпуса оснащена штанговым глубинным насосом. Техническим результатом является повышение качества работы устройства, а также повышение надежности герметизации. 2 ил.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применена при разработке залежи нефти массивного типа. Способ включает строительство добывающих и нагнетательных скважин, проведение гидравлического разрыва пласта, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор пластовых флюидов через добывающие скважины. При строительстве добывающих и нагнетательных скважин в них геофизическими методами определяют толщину продуктивного пласта. Производят спуск обсадных колонн в скважины и крепят обсадные колонны в скважинах цементированием. Во всех добывающих и нагнетательных скважинах делят толщину продуктивного пласта на три равные зоны и проводят перфорацию обсадных колонн скважин по всей толщине продуктивного пласта с диаметром отверстий 10 мм. Верхнюю зону обсадных колонн скважин перфорируют с плотностью 20 перфорационных отверстий на 1 м толщины продуктивного пласта, среднюю - 10 перфорационных отверстий на 1 м толщины продуктивного пласта, нижнюю - 5 перфорационных отверстий на 1 м толщины продуктивного пласта. Производят гидравлический разрыв пласта с созданием трещин гидроразрыва с различной полудлиной во всех добывающих и нагнетательных скважинах последовательно снизу вверх. В нижней зоне скважин создают трещину гидроразрыва с полудлиной 30-40 м, в средней - 50-70 м, в верхней зоне - 80-100 м. Технический результат заключается в повышении эффективности разработки массивной нефтяной залежи. 2 н.п. ф-лы, 2 ил., 4 пр.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Способ включает обустройство месторождения криогенной установкой, обустройство возмущающей и добывающей (добывающих) скважин и вызов притока к добывающей скважине путём создания депрессии через возмущающую скважину. Депрессия создается при циркуляции через ствол скважины охлаждающего агента, за счёт чего происходит охлаждение пласта и содержащегося в его порах пластового флюида. Так происходит активное сжатие углеводородов вокруг возмущающей скважины. Технический результат заключается в повышении эффективности разработки месторождений.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к устройствам для обработки призабойной зоны скважины мгновенными импульсами давления. Технический результат - повышение надежности работы устройства. Устройство включает корпус с рядом отверстий и седло. В корпусе концентрично установлен шток с проходным каналом. Седло выполнено в проходном канале штока для размещения в нем шара. Сверху шток снабжен рядом радиальных отверстий, которые сообщены с рядом радиальных отверстий корпуса посредством перепускного канала, выполненного между корпусом и штоком. В перепускном канале на внутренней поверхности корпуса тангенциально размещены лопатки, позволяющие корпусу вращаться относительно штока, частично перекрывая и изменяя проходное сечение нижнего ряда радиальных отверстий штока. В теле шара выполнено три осевых канала, расположенных во взаимно перпендикулярных плоскостях. Они обеспечивают периодическое воздействие волновыми импульсами на забой скважины. 4 ил.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для скважин с низким пластовым давлением, а именно для очистки от твердых отложений стенок обсадных труб и отверстий перфорации, декольматации призабойной зоны пласта и увеличения подвижности пластовых флюидов за счет генерации колебаний давления в подпакерной области при извлечении нефти струйным насосом. Способ нефтедобычи при низком пластовом давлении, при котором устанавливают на нижнем конце колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) пакер и струйный насос с кольцевым соплом и кольцевым диффузором, разделёнными камерой разрежения с центральным всасывающим каналом. Подают жидкость по НКТ в струйный насос. Формируют кольцевую свободную струю жидкости в камере разрежения, в интервале между кольцевым соплом и кольцевым диффузором. Достигают таким образом снижение статического давления в камере разрежения. Обеспечивают подсасывание в неё нефти через центральный всасывающий канал и создают колебания давления с определённой частотой в камере разрежения. При этом генерируют первичные колебания давления с определённой частотой в кольцевой свободной струе жидкости за счёт направления этой струи на острые кромки кольцевого диффузора и усиливают первичные колебания давления в камере разрежения, частоту собственных колебаний которой настраивают в резонанс с частотой первичных колебаний давления. Техническим результатом является повышение эффективности формирования колебаний давления в подпакерной области скважины без нарушения непрерывности подачи рабочей жидкости по подводящему каналу. 2 н.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для интенсификации добычи нефти в осложненных геолого-физических условиях разработки. Технический результат - повышение эффективности гидроразрыва пласта. Предварительно по дискретным интервалам времени, выбираемым с последовательным возрастанием временного диапазона, замеряют в скважине сигналы сейсмоакустической эмиссии из пластовой среды. По изменению их уровня от фонового значения оценивают изменения напряженно-деформационного состояния горных пород. При этом проводят бароколебательное воздействие на пласт так, чтобы давление на забое не превышало давление разрыва пород пласта. Величину изменений забойного давления и частоту создаваемых колебаний определяют по фильтрационно-емкостным параметрам пластовой среды. Проводят спектральный анализ акустической эмиссии из пласта и по сопоставлению временной динамики развития минимумов и максимумов напряженно-деформационного состояния горных пород выявляют диапазоны частот отклика пластовой среды. При стабилизации изменений забойного давления бароколебательное воздействие прекращают и подают в пласт жидкость гидроразрыва с одновременным волновым воздействием на частотах по выявленным диапазонам. Непрерывно используют информацию по состоянию реальной среды. Эту информацию обрабатывают в режиме реального времени и используют для организации энергетически оптимального процесса образования глубоких и разветвленных трещин. Одновременно учитывают особенности строения и внутренние процессы геологической среды, чем обуславливают максимальный приток нефти из пласта в скважины и повышение нефтеотдачи. 15 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к способам обработки призабойной зоны пластов скважин и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - интенсификация добычи нефти путем повышения или восстановления гидропроводности призабойной зоны пласта. По способу осуществляют спуск на обрабатываемый интервал скважины компоновки оборудования на трубах с пакерными и клапанными устройствами и струйным насосом. Изолируют обрабатываемый интервал скважины. Осуществляют волновую обработку призабойной зоны пласта фильтрационными волнами давления путем создания многоцикловой репрессии и депрессии на пласт регулируемой амплитуды и периода. Закачивают в пласт химреагенты, предназначенные для обработки призабойной зоны пласта, путем закачки расчетного объема в трубы, доводки его до забоя скважины и продавки в пласт технологической жидкостью. Ожидание реагирования химреагентов. Откачивают продукты реакции из пласта путем создания депрессии и вызова притока из пласта. Осуществляют контроль и регистрацию приемистости, притока и давления в процессе обработки с определением фильтрационных параметров призабойной зоны пласта. Волновую обработку осуществляют созданием в призабойной зоне пласта волн давления одновременно и как минимум в трех частотных диапазонах. В субинфранизкочастотном диапазоне создают фильтрационные волны первого порядка периодом от 1 до 2 час. В инфранизкочастотном диапазоне создают фильтрационные волны второго порядка периодом от 0,01 до 0,1 час. В низкочастотном диапазоне создают фильтрационные волны третьего порядка периодом от 0,0001 до 0,001 час. Волны первого и второго порядка образуют путем создания многоцикловой репрессии и депрессии на пласт в обрабатываемом интервале ствола скважины с ограничением давления не более допустимого для цементного кольца и обсадной колонны. Волны третьего и далее порядков образуют путем обеспечения импульсной формы давления при создании многоцикловой депрессии и репрессии с крутизной фронтов не менее 0,1 МПа/с. Закачку в пласт химреагентов и откачку продуктов реакции производят при соответствующих полупериодах волн первого порядка. Обработку волнами второго и последующих порядков осуществляют, как минимум, в процессе технологического ожидания реагирования химреагентов после закачки химреагентов в пласт. Для создания депрессии и репрессии на пласт используют циркуляционный клапан многоциклового действия со струйным насосом вставного типа с подачей рабочего давления в колонну труб. 4 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - расширение геологических условий применения устройства, повышение надежности, успешности и эффективности обработки призабойной зоны скважины, упрощение конструкции и изготовления устройства. Устройство для обработки призабойной зоны нефтяной скважины включает воздушную камеру с атмосферным давлением и приемную камеру, выполненную из легкого упругопластичного материала. В приемной камере размещены цилиндрической формы композиционные материалы: малогазовый при сгорании композиционный материал и газо- и кислотогенерирующий при сгорании композиционный материал. Малогазовый при сгорании композиционный материал, обращенный к воздушной камере и закрепленный радиально расположенными металлическими штырьками неподвижно относительно корпуса приемной камеры, сформирован из композиции, включающей, мас.%: аммиачную селитру гранулированную марки Б 45-46, бихромат калия 1-2, эпоксидную смолу марки ЭД-20 40-42, пластификатор марки ЭДОС 2-3, отвердитель Агидол марки АФ-2М 9-10. Газо- и кислотогенерирующий при сгорании композиционный материал включает, мас. %: аммиачную селитру гранулированную марки Б 38-45, смолу поливинилхлоридную хлорированную марки ПСХ-ЛС 40-50, фторопласт-4 12-15. 1 ил., 1 табл., 1 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к разработке месторождений посредством закачки воды и газа в нагнетательные скважины и извлечения нефти через добывающие. Технический результат - упрощение технологии при одновременном снижении затрат на ее осуществление за счет более полного учета факторов, влияющих на эффективность мероприятий по повышению нефтеотдачи. Способ включает приготовление водогазовой смеси в диапазоне значений газосодержания, обеспечивающем устойчивую работу насосной установки, нагнетание ее в одну или более скважин с помощью установки с центробежным насосом и вытеснение нефти из пласта с системой поддержания пластового давления. При этом перед нагнетанием водогазовой смеси в пласт экспериментально определяют зависимость коэффициента вытеснения нефти от газосодержания в водогазовой смеси при пластовых условиях. На основе полученной зависимости выбирают оптимальное значение газосодержания. Непосредственно на скважине определяют зависимость изменения приемистости скважины от газосодержания. Устанавливают рабочее соотношение расходов воды и газа на входе в смеситель. Далее, по мере продвижения фронта вытеснения, расположенного между нагнетательной и добывающей скважинами, рассчитывают текущее значение газосодержания на фронте вытеснения в зависимости от давления. После этого уменьшают содержание газа в водогазовой смеси, поддерживая его на оптимальном уровне. 1 пр., 1 ил.

Наверх