Способ разработки нефтяной залежи (варианты)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяной залежи, и может найти применение при разработке неоднородных по проницаемости нефтяных пластов. Технический результат - увеличение нефтеотдачи пластов и снижение обводненности добывающих скважин, расширение технологических возможностей. В способе разработки нефтяной залежи, включающем определение приемистости нагнетательной скважины, отбор нефти через добывающие скважины и закачку по крайней мере через одну нагнетательную скважину водной дисперсии водорастворимого полимера и гидроокиси щелочного металла, указанная дисперсия содержит, мас.%: водорастворимый полимер 0,01-0,05, щелочь 0,5-1,0, при определенных значениях приемистости нагнетательной скважины закачивают указанную дисперсию до увеличения давления закачки на 20-30%, осуществляют продавку ее в пласт закачиваемой водой в объеме НКТ плюс 1,0 м3, закачивают щелочную композицию в объеме 10-30% от объема закачки указанной дисперсии до снижения удельной приемистости скважины на 10-20% и достижения давления закачки, не превышающего максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты, указанных составов при указанной минерализации воды по каждому из трех вариантов и осуществляют продавку водой в объеме 10-15 м3. 3 н.п. ф-лы, 1 пр., 2 табл.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяной залежи, и может найти применение при разработке неоднородных по проницаемости нефтяных пластов.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий последовательную закачку в пласт через нагнетательную скважину водного раствора соли многовалентного металла, полимерно-щелочного раствора, раствора щелочи и водного раствора поверхностно-активного вещества - ПАВ (патент RU №2103490, МПК E21B 43/22, опубл. 27.01.1998 г., БИ №3). В качестве полимерно-щелочного раствора используют водорастворимые полимеры полиакриламид (ПАА) и карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) и соли щелочных металлов органических кислот в соотношении 1:1. В качестве раствора щелочи используют соли щелочных металлов органических кислот, при этом раствор щелочи и водный раствор ПАВ берут в соотношении 1:1.

Известный способ недостаточно эффективно изолирует промытые зоны пласта и недостаточно способствует отмыву нефти при последующем ее вытеснении.

Известен способ регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин, включающий водорастворимый полимер, щелочь и воду (см. Горбунов А.Т., Бученков Л.Н. Щелочное заводнение. - М.: Недра, 1989. С. 40-48). В качестве водорастворимого полимера используют полиакриламид, в качестве щелочи - гидрооксид натрия (едкий натр).

Известный способ позволяет закупорить высокопроницаемые обводненные зоны и повысить охват пласта вытеснением за счет совместной закачки полиакриламида, едкого натрия и воды с образованием неоднородной системы с высокой фильтруемостью, представляющей собой объемные и рыхлые осадки, в которой молекулы полимера связывают отдельные частицы осадка в более плотные агрегаты.

Однако при этом большой объем нефти остается в низкопроницаемых зонах вследствие невысокой эффективности образующегося осадка в пласте. Нефтеотдача залежи остается невысокой.

Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки нефтяной залежи, включающий определение приемистости нагнетательной скважины, отбор нефти через добывающие скважины и закачку через нагнетательные скважины водной дисперсии водорастворимого полимера и гидрата окиси щелочного металла (патент RU №2136871, МПК E21B 43/22, опубл. 10.07.1999 г.). При взаимодействии указанных реагентов с закачиваемой водой, содержащей соли поливалентных катионов, образуются объемные осадки, которые блокируют высокопроницаемые каналы и пропластки, увеличивая в них фильтрационное сопротивление. При этом происходит перераспределение фильтрационных потоков и подключение в работу ранее неохваченных низкопроницаемых нефтенасыщенных пропластков.

Недостатком известного способа является то, что из-за многократного повторения закачки оторочек происходит постоянное накопление осадка на определенном расстоянии от нагнетательной скважины, а это препятствует рассредоточению его по площади пласта и существенно снижает охват пласта вытеснением.

Техническими задачами изобретения являются увеличение нефтеотдачи пластов и снижение обводненности добывающих скважин за счет повышения эффективности охвата пласта воздействием, а также расширение технологических возможностей способа.

Технические задачи решаются способом разработки нефтяной залежи, включающим определение приемистости нагнетательной скважины, отбор нефти через добывающие скважины и закачку, по крайней мере, через одну нагнетательную скважину водной дисперсии водорастворимого полимера и гидроокиси щелочного металла.

Новым является то, что указанная дисперсия содержит, мас.%: водорастворимый полимер 0,01-0,05, щелочь 0,5-1,0, при приемистости нагнетательной скважины от 150 до 250 м3/сут закачивают указанную дисперсию до увеличения давления закачки на 20-30%, осуществляют продавку ее в пласт закачиваемой водой в объеме насосно-компрессорных труб плюс 1,0 м3, закачивают щелочную композицию в объеме 10-30% от объема закачки указанной дисперсии до снижения удельной приемистости скважины на 10-20% и достижения давления закачки, не превышающего максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты, при составе щелочной композиции, мас.%: 10%-ный раствор тринатрийфосфата - 0,1-1,0 и вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное, или щелочной концентрат производства капролактама - 1,0-10,0 и вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное, или комплексообразующее соединение КС-АФ - 1,0-5,0 и вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное, и осуществляют ее продавку водой в объеме 10-15 м3.

Также технические задачи решаются способом разработки нефтяной залежи, включающим определение приемистости нагнетательной скважины, отбор нефти через добывающие скважины и закачку, по крайней мере, через одну нагнетательную скважину водной дисперсии водорастворимого полимера и гидроокиси щелочного металла.

Новым является то, что указанная дисперсия содержит, мас.%: водорастворимый полимер 0,015-0,1, щелочь 0,7-1,0, при приемистости нагнетательной скважины от 250 до 350 м3/сут закачивают указанную дисперсию до увеличения давления закачки на 20-30%, осуществляют продавку ее в пласт закачиваемой водой в объеме насосно-компрессорных труб плюс 1,0 м3, закачивают щелочную композицию в объеме 15-35% от объема закачки указанной дисперсии до снижения удельной приемистости скважины на 10-20% и достижения давления закачки, не превышающего максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты, при составе щелочной композиции, мас.%: 10%-ный раствор тринатрийфосфата - 0,5-1,5 и вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное, или щелочной концентрат производства капролактама - 5,0-15,0 и вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное, или комплексообразующее соединение КС-АФ - 0,5-2,0, натр едкий технический или триполифосфат натрия - 0,5-2,0 и вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное, и осуществляют ее продавку водой в объеме 10-15 м3.

Также технические задачи решаются способом разработки нефтяной залежи, включающим определение приемистости нагнетательной скважины, отбор нефти через добывающие скважины и закачку, по крайней мере, через одну нагнетательную скважину водной дисперсии водорастворимого полимера и гидроокиси щелочного металла.

Новым является то, что указанная дисперсия содержит, мас.%: водорастворимый полимер 0,02-0,2, щелочь 1,0-1,5, при приемистости нагнетательной скважины от 350 до 500 м3/сут закачивают указанную дисперсию до увеличения давления закачки на 20-30%, осуществляют продавку ее в пласт закачиваемой водой в объеме насосно-компрессорных труб плюс 1,0 м3, закачивают щелочную композицию в объеме 20-50% от объема закачки указанной дисперсии до снижения удельной приемистости скважины на 10-20% и достижения давления закачки, не превышающего максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты, при составе щелочной композиции, мас.%: 10%-ный раствор тринатрийфосфата - 1,0-2,0 и вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное, или щелочной концентрат производства капролактама - 7,0-20,0 и вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное, или комплексообразующее соединение КС-АФ - 1,0-5,0, натр едкий технический или триполифосфат натрия - 1,0-5,0 и вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное, и осуществляют ее продавку водой в объеме 10-15 м3.

Достигаемый положительный эффект от предлагаемого способа обеспечивается тем, что образующиеся при взаимодействии водорастворимого полимера и гидроокиси щелочного металла с минерализованной водой легкоподвижные мелкодисперсные фильтрующиеся осадки гидрофилизируют поверхность горной породы, равномерно распределяются по пласту со значительным снижением проницаемости водопроводящих пропластков, и тем самым увеличивается охват пласта воздействием. Кроме того, дополнительная закачка в пласт щелочной композиции, состоящей из щелочного реагента и закачиваемой воды, усиливает осадкообразование и за счет щелочного pH улучшает нефтеотмывающие свойства, что в конечном итоге приводит к увеличению нефтедобычи пластов. Способ осуществляют следующим образом.

Выбирают участок нагнетательной скважины и проводят анализ его разработки. Проводят комплекс гидродинамических и геофизических исследований. Определяют оставшиеся запасы нефти по участку нагнетательной скважины с корректировкой по горизонтам и пластам; определяют приемистость нагнетательной скважины, допустимое давление на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты; определяют добывающие скважины, гидродинамически связанные с нагнетательной скважиной. На основе анализа геолого-технологических показателей (проницаемости коллектора, толщины нефтенасыщенного продуктивного пласта, пористости, дебита по нефти и жидкости по участку, обводненности добываемой продукции), приемистости нагнетательной скважины рассчитывают предварительные объемы закачки водной дисперсии водорастворимого полимера и гидроокиси щелочного металла и щелочной композиции.

По первому варианту для скважин с приемистостью от 150 до 250 м3/сут закачивают водную дисперсию водорастворимого полимера и гидроокиси щелочного металла в объеме 200-300 м3, в качестве водорастворимого полимера используют водорастворимые полимеры акрилового ряда, например, полиакриламиды отечественного и импортного производства с молекулярной массой не менее 5·106 Д, степенью гидролиза не более 25% или эфиры целлюлозы, например, натрий-карбоксиметилцеллюлоза со степенью замещения не менее 700, или гидроксиэтилцеллюлоза импортного или отечественного производства с концентрацией 0,01-0,05 мас.%, в качестве гидроокиси щелочного металла используют натр едкий технический с плотностью 1,49 г/см3 с концентрацией от 0,5 до 1,0 мас.%.

Водную дисперсию водорастворимого полимера и гидроокиси щелочного металла закачивают до увеличения давления закачки на 20-30%, затем осуществляют продавку в пласт закачиваемой водой в объеме насосно-компрессорных труб плюс 1,0 м3, после этого в пласт закачивают щелочную композицию в объеме, равном 10-30% от объема закачки водной дисперсии водорастворимого полимера и гидроокиси щелочного металла, до снижения удельной приемистости скважины на 10-20% и достижения давления закачки, не превышающего максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты, а для получения щелочной композиции используют 10%-ный раствор тринатрийфосфата с концентрацией от 0,1 до 1,0 мас.% и закачиваемую воду с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное или щелочной концентрат производства капролактама с концентрацией от 1,0 до 10,0 мас.% и закачиваемую воду с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное, или комплексообразующее соединение КС-АФ с концентрацией от 1,0 до 5,0 мас.% и закачиваемую воду с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное. После закачки щелочной композиции осуществляют продавку водой в объеме 10-15 м3.

По второму варианту для скважин с приемистостью от 250 до 350 м3/сут закачивают водную дисперсию водорастворимого полимера и гидроокиси щелочного металла в объеме 250-400 м3, в качестве водорастворимого полимера используют водорастворимые полимеры акрилового ряда, например, полиакриламиды отечественного и импортного производства с молекулярной массой не менее 5·106 Д, степенью гидролиза не более 25%, или эфиры целлюлозы, например, натрий-карбоксиметилцеллюлоза со степенью замещения не менее 700, или гидроксиэтилцеллюлоза импортного или отечественного производства с концентрацией 0,015-0,1 мас.%, в качестве гидроокиси щелочного металла используют натр едкий технический с плотностью 1,49 г/см3 с концентрацией от 0,7 до 1,0 мас.%.

Водную дисперсию водорастворимого полимера и гидроокиси щелочного металла закачивают до увеличения давления закачки на 20-30%, затем осуществляют продавку в пласт закачиваемой водой в объеме насосно-компрессорных труб плюс 1,0 м3, после этого в пласт закачивают щелочную композицию в объеме, равном 15-35% от объема закачки водной дисперсии водорастворимого полимера и гидроокиси щелочного металла, до снижения удельной приемистости скважины на 10-20% и достижения давления закачки, не превышающего максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты, а для получения щелочной композиции используют 10%-ный раствор тринатрийфосфата с концентрацией от 0,5 до 1,5 мас.% и закачиваемую воду с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное или щелочной концентрат производства капролактама с концентрацией от 5,0 до 15,0 мас.% и закачиваемую воду с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное, или комплексообразующее соединение КС-АФ с концентрацией от 0,5 до 2,0 мас.%, едкий натр технический или триполифосфат натрия с концентрацией от 0,5 до 2,0 мас.% и закачиваемую воду с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное. После закачки щелочной композиции осуществляют продавку водой в объеме 10-15 м3.

По третьему варианту для скважин с приемистостью от 350 до 500 м3/сут закачивают водную дисперсию водорастворимого полимера и гидроокиси щелочного металла в объеме 300-500 м3, в качестве водорастворимого полимера используют полимеры акрилового ряда, например, полиакриламиды отечественного и импортного производства с молекулярной массой не менее 5·106 Д, степенью гидролиза не более 25% или эфиры целлюлозы, например, натрий-карбоксиметилцеллюлоза со степенью замещения не менее 700 или гидроксиэтилцеллюлоза импортного или отечественного производства с концентрацией 0,02-0,2 мас.%; в качестве гидроокиси щелочного металла используют натр едкий технический с плотностью 1,49 г/см3 с концентрацией от 1,0 до 1,5 мас.%.

Водную дисперсию водорастворимого полимера и гидроокиси щелочного металла закачивают до увеличения давления закачки на 20-30%, затем осуществляют продавку в пласт закачиваемой водой в объеме насосно-компрессорных труб плюс 1,0 м3, после этого в пласт закачивают щелочную композицию в объеме, равном 20-50% от объема закачки водной дисперсии водорастворимого полимера и гидроокиси щелочного металла, до снижения удельной приемистости скважины на 10-20% и достижения давления закачки, не превышающего максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты, а для получения щелочной композиции используют 10%-ный раствор тринатрийфосфата с концентрацией от 1,0 до 2,0 мас.% и закачиваемую воду с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное или щелочной концентрат производства капролактама с концентрацией от 7,0 до 20,0 мас.% и закачиваемую воду с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное, или комплексообразующее соединение КС-АФ с концентрацией от 1,0 до 5,0 мас.%, едкий натр технический или триполифосфат натрия с концентрацией от 1,0 до 5,0 мас.% и закачиваемую воду с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное. После закачки щелочной композиции осуществляют продавку водой в объеме 10-15 м3.

Тринатрийфосфат (ТНФ) представляет собой порошок или кристаллы белого цвета (ГОСТ 201-76), 10%-ный раствор тринатрийфосфата готовят предварительно на устье скважины или в условиях химбазы путем смешения порошкообразного тринатрийфосфата и пресной воды, плотность 10%-ного раствора тринатрийфосфата составляет 1,064 г/см3.

Щелочной концентрат производства капролактама (ЩКПК) СТО 05761637-003-2012 представляет собой негорючую жидкость со слабым эфирным запахом, имеет щелочную реакцию, представляет собой водный раствор натриевых солей органических кислот - побочных продуктов воздушного окисления циклогексана (массовая доля цикло-гексанона не более 0,2%, циклогексанола не более 0,8%).

Комплексообразующее соединение КС-АФ представляет собой состав, содержащий ацетоксиэтилидендифосфоновую кислоту - 50-95 мас.%, уксусную кислоту - 50-5 мас.%.

Едкий натр технический по ГОСТ Ρ 55064-2012. Триполифосфат натрия по ГОСТ 13493-86.

Водную дисперсию водорастворимого полимера и гидроокиси щелочного металла готовят непосредственно на устье скважины перед закачкой в пласт через нагнетательную скважину следующим образом.

По первому варианту. Выбирают участок нагнетательной скважины и проводят анализ его разработки. Проводят комплекс гидродинамических и геофизических исследований. Определяют оставшиеся запасы нефти по участку нагнетательной скважины с корректировкой по горизонтам и пластам; определяют приемистость нагнетательной скважины, допустимое давление на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты; определяют добывающие скважины, гидродинамически связанные с нагнетательной скважиной. На основе анализа геолого-технологических показателей (проницаемости коллектора, толщины нефтенасыщенного продуктивного пласта, пористости, дебита по нефти и жидкости по участку, обводненности добываемой продукции), приемистости нагнетательной скважины рассчитывают предварительные объемы закачки водной дисперсии водорастворимого полимера и гидроокиси щелочного металла и щелочной композиции.

При приемистости нагнетательной скважины от 150 до 250 м3/сут водную дисперсию водорастворимого полимера и гидроокиси щелочного металла готовят непосредственно на устье скважины с использованием стандартного оборудования типа КУДР.

В смесительную емкость установки КУДР подают закачиваемую воду с минерализацией от 0,15 до 300 г/л, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции, с помощью шнекового дозатора в закачиваемую воду подают полимер в виде порошка с концентрацией от 0,01 до 0,05 мас.% и дозируют разбавленный раствор гидроокиси щелочного металла с концентрацией 0,5-1,0 мас.%, используя дозировочный насос. Разбавленный раствор гидроокиси щелочного металла (едкого натра технического) предварительно готовят на устье скважины или в условиях химбазы путем смешения концентрированного раствора едкого натра технического плотностью 1,49 г/см3 и пресной воды в объемном соотношении 1:5-1:6.

Полученную водную дисперсию водорастворимого полимера и гидроокиси щелочного металла из смесительной емкости в непрерывном режиме закачивают в пласт через нагнетательную скважину насосным агрегатом до увеличения давления закачки на 20-30%, затем осуществляют продавку в пласт закачиваемой водой в объеме насосно-компрессорных труб плюс 1,0 м3.

Затем закачивают щелочную композицию в объеме 10-30% от объема закачки указанной дисперсии до снижения удельной приемистости скважины на 10-20% и достижения давления закачки, не превышающего максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты, при составе щелочной композиции, мас.%: 10%-ный раствор тринатрийфосфата - 0,1-1,0 и вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное, или щелочной концентрат производства капролактама - 1,0-10,0 и вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное, или комплексообразующее соединение КС-АФ - 1,0-5,0 и вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное, и осуществляют ее продавку водой в объеме 10-15 м3.

Щелочную композицию готовят следующим образом.

В смесительную емкость установки типа КУДР подают закачиваемую воду с минерализацией от 0,15 до 300 г/л, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции. С помощью дозировочного насоса в закачиваемую воду дозируют 10%-ный раствор тринатрийфосфата с концентрацией 0,1-1,0 мас.% или щелочной концентрат производства капролактама с концентрацией 1,0-10,0 мас.% или комплексообразующее соединение КС-АФ с концентрацией 1,0-5,0 мас.% и перемешивают в течение 10-30 мин.

Затем полученную щелочную композицию из смесительной емкости в непрерывном режиме закачивают в пласт через нагнетательную скважину насосным агрегатом до снижения удельной приемистости скважины на 10-20% и достижения давления закачки, не превышающего максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты. После закачки щелочной композиции осуществляют продавку водой в объеме 10-15 м3.

По второму варианту. Выбирают участок нагнетательной скважины и проводят анализ его разработки. Проводят комплекс гидродинамических и геофизических исследований. Определяют оставшиеся запасы нефти по участку нагнетательной скважины с корректировкой по горизонтам и пластам; определяют приемистость нагнетательной скважины, допустимое давление на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты; определяют добывающие скважины, гидродинамически связанные с нагнетательной скважиной. На основе анализа геолого-технологических показателей (проницаемости коллектора, толщины нефтенасыщенного продуктивного пласта, пористости, дебита по нефти и жидкости по участку, обводненности добываемой продукции), приемистости нагнетательной скважины рассчитывают предварительные объемы закачки водной дисперсии водорастворимого полимера и гидроокиси щелочного металла и щелочной композиции.

При приемистости нагнетательной скважины от 250 до 350 м3/сут водную дисперсию водорастворимого полимера и гидроокиси щелочного металла готовят непосредственно на устье скважины с использованием стандартного оборудования типа КУДР.

В смесительную емкость установки КУДР подают закачиваемую воду с минерализацией от 0,15 до 300 г/л, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции, с помощью шнекового дозатора в закачиваемую воду подают полимер в виде порошка с концентрацией от 0,015 до 0,1 мас.% и дозируют разбавленный раствор гидроокиси щелочного металла с концентрацией 0,7-1,0 мас.%, используя дозировочный насос. Разбавленный раствор гидроокиси щелочного металла (едкого натра технического) предварительно готовят на устье скважины или в условиях химбазы путем смешения концентрированного раствора едкого натра технического плотностью 1,49 г/см3 и пресной воды в объемном соотношении 1:5-1:6.

Полученную водную дисперсию водорастворимого полимера и гидроокиси щелочного металла из смесительной емкости в непрерывном режиме закачивают в пласт через нагнетательную скважину насосным агрегатом до увеличения давления закачки на 20-30%, затем осуществляют продавку в пласт закачиваемой водой в объеме насосно-компрессорных труб плюс 1,0 м3.

Затем закачивают щелочную композицию в объеме 10-30% от объема закачки указанной дисперсии до снижения удельной приемистости скважины на 10-20% и достижения давления закачки, не превышающего максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты, при составе щелочной композиции, мас.%: 10%-ный раствор тринатрийфосфата - 0,5-1,5 и вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное, или щелочной концентрат производства капролактама - 5,0-15,0 и вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное, или комплексообразующее соединение КС-АФ - 0,5-2,0, едкий натр технический или триполифосфат натрия - 0,5-2,0 и вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное, и осуществляют ее продавку водой в объеме 10-15 м3.

Щелочную композицию готовят следующим образом.

В смесительную емкость установки типа КУДР подают закачиваемую воду с минерализацией от 0,15 до 300 г/л, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции. С помощью дозировочного насоса в закачиваемую воду дозируют 10%-ный раствор тринатрийфосфата с концентрацией 0,5-1,5 мас.% или щелочной концентрат производства капролактама с концентрацией 5,0-15,0 мас.% или комплексообразующее соединение КС-АФ с концентрацией 0,5-2,0,0 мас.% и едкий натр технический или триполифосфат натрия с концентрацией 0,5-2,0 мас.% и перемешивают в течение 10-30 мин.

Затем полученную щелочную композицию из смесительной емкости в непрерывном режиме закачивают в пласт через нагнетательную скважину насосным агрегатом до снижения удельной приемистости скважины на 10-20% и достижения давления закачки, не превышающего максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты. После закачки щелочной композиции осуществляют продавку водой в объеме 10-15 м3.

По третьему варианту

Выбирают участок нагнетательной скважины и проводят анализ его разработки. Проводят комплекс гидродинамических и геофизических исследований. Определяют оставшиеся запасы нефти по участку нагнетательной скважины с корректировкой по горизонтам и пластам; определяют приемистость нагнетательной скважины, допустимое давление на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты; определяют добывающие скважины, гидродинамически связанные с нагнетательной скважиной. На основе анализа геолого-технологических показателей (проницаемости коллектора, толщины нефтенасыщенного продуктивного пласта, пористости, дебита по нефти и жидкости по участку, обводненности добываемой продукции), приемистости нагнетательной скважины рассчитывают предварительные объемы закачки водной дисперсии водорастворимого полимера и гидроокиси щелочного металла и щелочной композиции.

При приемистости нагнетательной скважины от 350 до 500 м3/сут водную дисперсию водорастворимого полимера и гидроокиси щелочного металла готовят непосредственно на устье скважины с использованием стандартного оборудования типа КУДР.

В смесительную емкость установки КУДР подают закачиваемую воду с минерализацией от 0,15 до 300 г/л, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции, с помощью шнекового дозатора в закачиваемую воду подают полимер в виде порошка с концентрацией от 0,02 до 0,2 мас.% и дозируют разбавленный раствор гидроокиси щелочного металла с концентрацией 1,0-1,5 мас.%, используя дозировочный насос. Разбавленный раствор гидроокиси щелочного металла (едкого натра технического) предварительно готовят на устье скважины или в условиях химбазы путем смешения концентрированного раствора едкого натра технического плотностью 1,49 г/см3 и пресной воды в объемном соотношении 1:5-1:6.

Полученную водную дисперсию водорастворимого полимера и гидроокиси щелочного металла из смесительной емкости в непрерывном режиме закачивают в пласт через нагнетательную скважину насосным агрегатом до увеличения давления закачки на 20-30%, затем осуществляют продавку в пласт закачиваемой водой в объеме насосно-компрессорных труб плюс 1,0 м3.

Затем закачивают щелочную композицию в объеме 10-30% от объема закачки указанной дисперсии до снижения удельной приемистости скважины на 10-20% и достижения давления закачки, не превышающего максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты, при составе щелочной композиции, мас.%: 10%-ный раствор тринатрийфосфата - 1,0-2,0 и вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное, или щелочной концентрат производства капролактама - 7,0-20,0 и вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное, или комплексообразующее соединение КС-АФ - 1,0-5,0, едкий натр технический или триполифосфат натрия - 1,0-5,0 и вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное, и осуществляют ее продавку водой в объеме 10-15 м3.

Щелочную композицию готовят следующим образом.

В смесительную емкость установки типа КУДР подают закачиваемую воду с минерализацией от 0,15 до 300 г/л, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции. С помощью дозировочного насоса в закачиваемую воду дозируют 10%-ный раствор тринатрийфосфата с концентрацией 1,0-2,0 мас.% или щелочной концентрат производства капролактама с концентрацией 7,0-20,0 мас.% или комплексообразующее соединение КС-АФ с концентрацией 1,0-5,0 мас.% и едкий натр технический или триполифосфат натрия с концентрацией 1,0-5,0 мас.% и перемешивают в течение 10-30 мин.

Затем полученную щелочную композицию из смесительной емкости в непрерывном режиме закачивают в пласт через нагнетательную скважину насосным агрегатом до снижения удельной приемистости скважины на 10-20% и достижения давления закачки, не превышающего максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты.

После окончания закачки запланированный объем щелочной композиции продавливают в пласт закачиваемой водой в объеме 10-15 м3. Во время продавки при отсутствии падения давления определяют приемистость скважины на трех режимах работы насосного агрегата. Производят заключительные работы на скважине и далее скважину пускают в работу в том же режиме, что и до обработки.

Предлагаемый способ позволяет увеличить нефтеотдачу пластов и снизить обводненность добывающих скважин за счет перераспределения фильтрационных потоков в неоднородных пластах, улучшения качества закачиваемого состава в пласт, снижения проницаемости высокопроницаемых зон пласта и повышения эффективности охвата пласта воздействием. Предложение позволяет расширить технологические возможности осуществления способа.

Пример конкретного выполнения.

В качестве объекта опытно-промышленных работ был выбран участок с одной нагнетательной и тремя добывающими скважинами. Пласты представлены терригенными коллекторами, проницаемостью 0,55 мкм2, нефтенасыщенностью 85,5%, пористостью 21,1-22,4%, нефтенасыщенная толщина пласта - 15,2 м (три пропластка). Среднесуточный дебит нефти на одну добывающую скважину составляет 8,5 т (2,5-9,4 т), средняя обводненность добываемой жидкости - 89% (от 75% до 98%). По геофизическим исследованиям пластов: первый пропласток (6,1 м) принимает 50 м3/сут, второй пропласток (7,9 м) - 100 м3/сут, третий пропласток (1,2 м) - не принимает (пример 1 табл. 1).

Приемистость нагнетательной скважины 150 м3/сут при давлении 6,5 МПа (по первому варианту). Максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну составляет 10,0 МПа. Для нагнетательной скважины согласно анализу разработки участка рекомендовано приготовить водную дисперсию водорастворимого полимера с концентрацией 0,01 мас.% и гидроокиси щелочного металла с концентрацией 0,5 мас.% в объеме 200 м6 (200 т), состоящую из полиакриламида с молекулярной массой 5,5·106 Д и степенью гидролиза 8,5% - 0,02 т полииакриамида, гидроокиси щелочного металла - 1,0 т и закачиваемой воды с минерализацией 130 г/л (минерализация закачиваемой воды - 0,15 г/л) - 198,98 т.

Водную дисперсию водорастворимого полимера и гидроокиси щелочного металла готовят непосредственно на устье скважины перед закачкой в пласт через нагнетательную скважину. В смесительную емкость установки КУДР подают закачиваемую воду с минерализацией 0,15 г/л, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции, с помощью шнекового дозатора в закачиваемую воду подают полимер в виде порошка с молекулярной массой 5,5·106 Д и степенью гидролиза 8,5% с концентрацией 0,01 мас.% и дозируют разбавленный раствор гидроокиси щелочного металла с концентрацией 0,5 мас.% с помощью дозировочного насоса Разбавленный раствор гидроокиси щелочного металла, предварительно приготовленный в условиях химбазы, путем смешения концентрированного раствора едкого натра технического плотностью 1,49 г/см3 и пресной воды в объемном соотношении 1:5. Разбавленный раствор гидроокиси щелочного металла доставляют на скважину в автоцистернах.

Полученную водную дисперсию водорастворимого полимера и гидроокиси щелочного металла из смесительной емкости в непрерывном режиме закачивают в пласт через нагнетательную скважину насосным агрегатом до увеличения давления закачки на 20%.

После окончания закачки запланированный объем (200 м3) водной дисперсии водорастворимого полимера и гидроокиси щелочного металла продавливают в пласт закачиваемой водой в объеме насосно-компрессорных труб плюс 1 м3 (10 м3).

Объем щелочной композиции составляет 20 м3, т.е. 10% от объема закачки водной дисперсии водорастворимого полимера и гидроокиси щелочного металла (200 м3).

В смесительную емкость установки типа КУДР подают закачиваемую воду с минерализацией от 0,15 до 300 г/л, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции. С помощью дозировочного насоса в закачиваемую воду дозируют 10%-ный раствор тринатрийфосфата с концентрацией 0,5 мас.% и перемешивают в течение 10 мин.

Затем полученную щелочную композицию из смесительной емкости в непрерывном режиме закачивают в пласт через нагнетательную скважину насосным агрегатом до снижения удельной приемистости скважины на 17% и достижения давления закачки до 7,8 МПа, не превышающего максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты (10,0/11,0 МПа).

После окончания закачки запланированный объем щелочной композиции продавливают в пласт закачиваемой водой в объеме 12 м3. Производят заключительные работы на скважине и далее скважину пускают в работу в том же режиме, что и до обработки. Через 15 дней проводят геофизические исследования пластов.

Результаты исследований показывают, что произошло перераспределение фильтрационных потоков: первый пропласток стал принимать 30 м3/сут, второй пропласток - 68 м3/сут, третий пропласток - 50 м3/сут, приемистость уменьшилась до 148 м3/сут при давлении 7,8 МПа. Средняя обводненность добываемой продукции снизилась с 89,0% до 87,4%, дебит нефти по участку увеличился на 1,7 т (пример 1, табл. 2). Определяют конечное давление закачки и удельную приемистость скважин.

Остальные примеры осуществления способа разработки нефтяной залежи (по вариантам 1, 2, 3) выполняют аналогично, их результаты приведены в табл. 1 и 2.

Полученные результаты показывают, что в высокопроницаемых зонах пласта происходит блокирование и далее перераспределение фильтрационных потоков в пласте и, как следствие, подключение в работу неохваченных ранее воздействием нефтенасыщенных зон пласта, которые приводят к увеличению охвата пласта вытеснением в 1,2-1,7 раза.

Таким образом, предлагаемый способ разработки нефтяной залежи позволяет увеличить охват пластов вытеснением за счет вовлечения в разработку ранее неохваченных воздействием низкопроницаемых нефтенасыщенных зон пласта, что в конечном итоге приводит к увеличению нефтеотдачи пластов, а также расширению технологических возможностей способа.

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий определение приемистости нагнетательной скважины, отбор нефти через добывающие скважины и закачку, по крайней мере, через одну нагнетательную скважину водной дисперсии водорастворимого полимера и гидроокиси щелочного металла, отличающийся тем, что указанная дисперсия содержит, мас.%: водорастворимый полимер 0,01-0,05, щелочь 0,5-1,0, при приемистости нагнетательной скважины от 150 до 250 м3/сут закачивают указанную дисперсию до увеличения давления закачки на 20-30%, осуществляют продавку ее в пласт закачиваемой водой в объеме насосно-компрессорных труб плюс 1,0 м3, закачивают щелочную композицию в объеме 10-30% от объема закачки указанной дисперсии до снижения удельной приемистости скважины на 10-20% и достижения давления закачки, не превышающего максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты, при составе щелочной композиции, мас.%: 10%-ный раствор тринатрийфосфата - 0,1-1,0 и вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное, или щелочной концентрат производства капролактама - 1,0-10,0 и вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное, или комплексообразующее соединение КС-АФ - 1,0-5,0 и вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное, и осуществляют ее продавку водой в объеме 10-15 м3.

2. Способ разработки нефтяной залежи, включающий определение приемистости нагнетательной скважины, отбор нефти через добывающие скважины и закачку, по крайней мере, через одну нагнетательную скважину водной дисперсии водорастворимого полимера и гидроокиси щелочного металла, отличающийся тем, что указанная дисперсия содержит, мас.%: водорастворимый полимер 0,015-0,1, щелочь 0,7-1,0, при приемистости нагнетательной скважины от 250 до 350 м3/сут закачивают указанную дисперсию до увеличения давления закачки на 20-30%, осуществляют продавку ее в пласт закачиваемой водой в объеме насосно-компрессорных труб плюс 1,0 м3, закачивают щелочную композицию в объеме 15-35% от объема закачки указанной дисперсии до снижения удельной приемистости скважины на 10-20% и достижения давления закачки, не превышающего максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты, при составе щелочной композиции, мас.%: 10%-ный раствор тринатрийфосфата - 0,5-1,5 и вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное, или щелочной концентрат производства капролактама - 5,0-15,0 и вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное, или комплексообразующее соединение КС-АФ - 0,5-2,0, натр едкий технический или триполифосфат натрия - 0,5-2,0 и вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное, и осуществляют ее продавку водой в объеме 10-15 м3.

3. Способ разработки нефтяной залежи, включающий определение приемистости нагнетательной скважины, отбор нефти через добывающие скважины и закачку, по крайней мере, через одну нагнетательную скважину водной дисперсии водорастворимого полимера и гидроокиси щелочного металла, отличающийся тем, что указанная дисперсия содержит, мас.%: водорастворимый полимер 0,02-0,2, щелочь 1,0-1,5, при приемистости нагнетательной скважины от 350 до 500 м3/сут закачивают указанную дисперсию до увеличения давления закачки на 20-30%, осуществляют продавку ее в пласт закачиваемой водой в объеме насосно-компрессорных труб плюс 1,0 м3, закачивают щелочную композицию в объеме 20-50% от объема закачки указанной дисперсии до снижения удельной приемистости скважины на 10-20% и достижения давления закачки, не превышающего максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты, при составе щелочной композиции, мас.%: 10%-ный раствор тринатрийфосфата - 1,0-2,0 и вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное, или щелочной концентрат производства капролактама - 7,0-20,0 и вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное, или комплексообразующее соединение КС-АФ - 1,0-5,0, натр едкий технический или триполифосфат натрия - 1,0-5,0 и вода с минерализацией от 0,15 до 300 г/л - остальное, и осуществляют ее продавку водой в объеме 10-15 м3.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области добычи нефти и, в частности, к стимулированию ее добычи. Технический результат - повышение эффективности добычи нефти на выработанных месторождениях с повышением безопасности добычи.

Настоящее изобретение относится к получению эмульсий нефть-в-воде с низкой вязкостью при выполнении операций с нефтью. Способ уменьшения кажущейся вязкости углеводородной текучей среды, встречающейся при добыче и транспортировке нефти, включает приведение в контакт указанной углеводородной текучей среды с эффективным количеством композиции, содержащей, по меньшей мере, один полимер, содержащий по меньшей мере 25 мольных процентов катионных мономеров.

Настоящее изобретение относится к эксплуатации углеводородсодержащих пластов или нагнетательных скважин. Способ для обработки подземных углеводородсодержащих пластов включает: a) обеспечение композицией, включающей инициатор загустевания, изменяющий pH, и полимер, способный гидратироваться в определенной области pH; b) закачивание композиции со значением pH, находящимся за пределами указанной области pH; с) активизацию действия инициатора загустевания pH для смещения pH композиции в указанную область его значений и d) обеспечение возможности увеличения вязкости композиции и формирования пробки.

Настоящее изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к добыче нефти из подземных нефтяных месторождений. Технический результат - повышение эффективности добычи нефти за счет выравнивания приемистости подземных неоднородных формирований со значительными температурными градиентами.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к вариантам способа повышения продуктивности скважин. Технический результат - повышение эффективности способа.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости заводненными пластами для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритоков в добывающей скважине путем выравнивания проницаемостной неоднородности пласта.

Изобретение относится к выделению углеводородов из подземной формации. Способ увеличения степени выделения сырой нефти из пластового резервуара, включающего, по меньшей мере, один нефтеносный пористый подземный пласт, в котором в пустотах пор пластовой породы присутствуют сырая реликтовая вода и нефть, имеющая плотность в АНИ менее 25° и содержащая суспендированные нерастворенные твердые вещества - СНТВ, включает впрыскивание вводимой воды в породу, где вводимая вода содержит СНТВ, общее содержание растворенных твердых веществ - ОСРТ в ней составляет 30000 ч./млн или менее, отношение общего содержания многовалентных катионов - МК во вводимой воде к общему содержанию МК в реликтовой воде составляет менее 0,9, и осуществляемое внутри содержащей углеводороды породы получение эмульсии вода-в-нефти, общее количество СНТВ во вводимой воде и в сырой нефти является достаточным, чтобы содержание СНТВ в эмульсии составляло, по меньшей мере, 0,05% на массу эмульсии, а СНТВ во вводимой воде составляет, по меньшей мере, 0,05 кг/м3, и средний размер частиц составляет 10 мкм или менее, сырая нефть в порах породы содержит, по меньшей мере, 0,05% СНТВ с тем же средним размером, общее кислотное число - ОКЧ нефти, по меньшей мере, 0,5 мг КОН/г, содержание асфальтенов в ней, по меньшей мере, 1-20% мас.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных терригенных или карбонатных продуктивных пластов. Технический результат - повышение коэффициента вытеснения и увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных терригенных или карбонатных продуктивных пластов с вязкой нефтью.
Изобретение относится к области разведки и разработки нефтяных залежей, низкопроницаемые породы-коллекторы которых выполнены галитовым или карбонатно-сульфатным цементом и катагенетическими минералами галита, кальцита и ангидрита.

Предложение относится к способам разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов. В способе разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающем последовательную закачку через нагнетательную скважину водной суспензии полимера и глинопорошка и раствора ПАВ, до закачки в пласт суспензии определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении на водоводе и минерализацию воды, в воде с минерализацией 0,15-40 г/л в качестве ПАВ используют ПАВ комплексного действия с температурой застывания не выше минус 30°C и кинематической вязкостью 35-50 сСт - водно-спиртовый раствор неионогенного ПАВ-моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля при следующем соотношении компонентов, мас. %: указанное ПАВ 0,001-1,0, указанная вода остальное, закачку в пласт суспензии и раствора ПАВ осуществляют в объемном соотношении (1-3):1 в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины - при приемистости 200-400 м3/сут - 1-2:1, 400-500 м3/сут - 2-3:1, более 500 м3/сут - 3:1, между суспензией и раствором ПАВ производят закачку воды с минерализацией 0,15-40 г/л или водной суспензии полиакриламида с концентрацией 0,0001-0,1 мас. %. По другому варианту в указанном способе в воде с минерализацией 40-300 г/л в качестве ПАВ используют комплексный ПАВ с температурой застывания не выше минус 40°C, содержащий ПАВ комплексного действия с температурой застывания не выше минус 30°C и кинематической вязкостью 35-50 сСт - водно-спиртовый раствор неионогенного ПАВ-моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля 90 мас. % и алкилдиметилбензиламмоний хлорид 10 мас. %, при следующем соотношении компонентов, мас. %: указанное ПАВ 0,001-1,0, указанная вода - остальное, закачку в пласт суспензии и раствора ПАВ осуществляют в объемном соотношении (1-3): 1 в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины при давлении на водоводе - при приемистости 200-400 м3/сут - 1-2:1, 400-500 м3/сут - 2-3:1, более 500 м3/сут - 3:1, а между суспензией и раствором производят закачку воды с минерализацией 40-300 г/л или водной суспензии полиакриламида с концентрацией 0,0001 0,1 мас. %. Технический результат - увеличение нефтеотдачи пласта. 2 н.п. ф-лы, 4 пр., 4 табл.

Изобретение относится к композициям и способам для обработки подземного пласта. Способ включает вытеснение первого флюида на углеводородной основе, присутствующего в необсаженном интервале ствола скважины, вторым флюидом, контактирование второго флюида с кислым природным пластовым флюидом с образованием третьего флюида, где второй флюид содержит водную жидкость, диспергированную как дисперсная фаза в маслянистой жидкости, и поверхностно-активное вещество ПАВ на основе амина, выбранное так, что указанное контактирование протонирует, по меньшей мере, часть ПАВ с образованием третьего флюида, включающего эмульсию, содержащую маслянистую жидкость, обратимо диспергированную как дисперсная фаза в водной жидкости, где по меньшей мере 40 об.% каких-либо твердых веществ, не относящихся к проппанту, присутствующих во флюиде, являются водорастворимыми при рН меньше чем или равном 6,5, а ПАВ имеет указанную структуру. Система для обработки подземной скважины. Флюид, включающий обратимую инвертную эмульсию, содержащую водную жидкость, диспергированную как дисперсная фаза в маслянистой жидкости, и указанное выше ПАВ. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы. Технический результат - повышение эффективности разрушения фильтрационной корки. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 6 ил., 3 табл., 2 пр.

Группа изобретений относится к добыче тяжелых углеводородов. Технический результат - максимизация разжижения тяжелой нефти и, как следствие, максимизация ее извлечения. В способе многостадийной экстракции in situ тяжелой нефти из пластов с применением растворителя сначала удаляют жидкости и газы из зон контакта с тяжелой нефтью для увеличения поверхности раздела неизвлеченной тяжелой нефти, подлежащей контакту с растворителем. Затем закачивают растворитель в виде пара в указанные зоны для повышения давления в пласте вплоть до образования достаточного количества растворителя в виде жидкости, чтобы обеспечить контакт с увеличенной поверхностью раздела тяжелой нефти. Затем изолируют пласт на время, достаточное, чтобы обеспечить диффузию растворителя в неизвлеченную нефть через поверхность раздела на этапе созревания, для получения смеси растворителя и нефти с пониженной вязкостью. Измеряют один или более параметров пласта для определения степени разжижения растворителем неизвлеченной нефти в пласте. Начинают извлечение нефти из пласта на основе гравитационного дренажа после того, как вязкость смеси станет достаточно низкой, чтобы позволить ей протекать через пласт к эксплуатационной скважине. 2 н. и 17 з. п. ф-лы, 11 ил.

Изобретение относится к извлечению тяжелой нефти из подземного месторождения. Способ извлечения тяжелой нефти из подземного месторождения включает: закачивание наноэмульсии типа масло-в-воде в одну или более нагнетательных скважин, извлечение указанной тяжелой нефти из одной или более эксплуатационных скважин, где указанную наноэмульсию получают способом, включающим: получение однородной смеси (1) вода/нефтепродукт, отличающейся поверхностным натяжением не выше 1 мН/м, содержащей воду в количестве от 65% масс. до 99,9% масс., в расчете на общую массу смеси (1), и по меньшей мере два поверхностно-активных вещества - ПАВ, обладающие различными значениями гидрофильно-липофильного баланса - ГЛБ, выбранные из неионных, анионных, полимерных ПАВ, предпочтительно неионных, указанные ПАВ присутствуют в таких количествах, чтобы сделать смесь (1) однородной, разбавление смеси (1) дисперсионной средой, состоящей из воды, к которой добавлено по меньшей мере одно ПАВ, выбранное из указанных ПАВ, количества указанной дисперсионной среды и указанного ПАВ таковы, что получают наноэмульсию типа масло-в-воде, имеющую значение ГЛБ выше, чем ГЛБ смеси (1). Изобретение развито в зависимых пунктах. Технический результат - повышение эффективности извлечения. 33 з.п. ф-лы, 1 ил., 2 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области разработки залежи высоковязкой нефти или битума. Технический результат - увеличение охвата пласта воздействием, увеличение уровня добычи высоковязкой нефти и битума с одновременным снижением материальных затрат и энергозатрат. Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума включает строительство двух горизонтальных скважин, расположенных одна над другой, закачку пара в пласт, прогрев пласта с созданием паровой камеры, закачку пара и углеводородного растворителя в нагнетательную горизонтальную скважину и отбор продукции из добывающей горизонтальной скважины. В качестве углеводородного растворителя применяют попутный газ. Закачку пара и попутного газа ведут циклически и последовательно. Пар закачивают в пласт до увеличения вязкости отбираемой продукции в 3-5 раз по сравнению с начальной вязкостью в начале цикла, начинают закачивать попутный газ с отбором продукции до снижения температуры отбираемой продукции на 10-25%, после чего циклы закачки пара и попутного газа с отбором продукции повторяют. 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам для добычи высоковязкой нефти. Способ освоения и эксплуатации скважины с высоковязкой нефтью включает спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) со скважинным насосом с силовым кабелем и капиллярной трубки, спущенной в скважину параллельно с силовым кабелем и закрепленной на наружной поверхности НКТ клямсами. Добывают нефть или нефтесодержащую пластовую жидкость. Подают химический реагент в скважину из емкости насосом-дозатором через капиллярную трубку. Вводят силовой кабель в скважину через герметичный кабельный ввод. Осуществляют защиту силового кабеля и капиллярной трубки от прямого контакта с внутренней поверхностью скважины протекторами. При этом на устье скважины НКТ снизу вверх оснащают электронагревателем с удлинителем, скважинным насосом с силовым кабелем и муфтой с радиальным отверстием, к которому присоединена капиллярная трубка. Удлинитель электронагревателя соединяют с силовым кабелем скважинного насоса. Спускают НКТ в скважину так, чтобы ее башмак размещался не менее чем на 2 м ниже подошвы пласта с высоковязкой нефтью, а электронагреватель находился напротив интервала перфорации пласта с высоковязкой нефтью. При этом силовой кабель на устье скважины соединяют со станциями управления скважинного насоса и электронагревателя и вводят в скважину через герметичный кабельный ввод. Капиллярную трубку вводят в скважину через герметичный боковой отвод фонтанной арматуры скважины. Запускают в работу электронагреватель и производят технологическую выдержку в течение 8 ч для прогревания призабойной зоны пласта в интервале перфорации и разогревания высоковязкой нефти на приеме скважинного насоса. По окончании времени технологической выдержки одновременно запускают в работу скважинный насос и насос-дозатор, подающий разжижитель высоковязкой нефти по капиллярной трубке через радиальное отверстие в муфте во внутреннее пространство НКТ выше скважинного насоса. Техническим результатом является повышение производительности скважины, снижение нагрузки на скважинный насос. 1 ил.

Группа изобретений относится к выработке и аккумулированию биогенного газа в анаэробной геологической формации, содержащей углеродсодержащий материал. Технический результат - повышение эффективности добычи биогенного газа. По способу увеличения выработки биогенного газа в анаэробной геологической формации с углеродсодержащим материалом обеспечивают доступ к данной анаэробной формации. Увеличивают скорость выработки биогенных газов в данной анаэробной формации, например, путем удерживания накапливаемых биогенных газов и удерживания их в анаэробной формации. Обеспечивают протекание пластовой воды внутри анаэробной формации после увеличения выработки биогенных газов. Протекание пластовой воды включает циркуляцию пластовой воды между коллектором в анаэробной формации и углеродсодержащим материалом и обратно в коллектор. 3 н. и 20 з.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины, добывающей вязкую нефтяную эмульсию. Технический результат - повышение эффективности добычи вязкой нефтяной эмульсии. По способу скважину оборудуют колонной насосно-компрессорных труб со штанговым глубинным насосом. Упомянутая колонна имеет также хвостовик с фильтром, нагревательный кабель на наружной поверхности от устья до штангового глубинного насоса, капиллярный скважинный трубопровод от устья до глубины ниже штангового глубинного насоса с входом во внутреннюю полость хвостовика. При эксплуатации скважины одновременно отбирают пластовую продукцию по колонне насосно-компрессорных труб посредством штангового глубинного насоса. По нагревательному кабелю пропускают электрический ток. По капиллярному скважинному трубопроводу прокачивают смесь растворителя асфальтеносмолопарафиновых отложений «Интат» и деэмульгатора «Рекод». Соотношение деэмульгатора и растворителя принимают (1:18)-(1:22). В качестве нагревательного кабеля используют кабель с максимальной температурой нагрева до 105°C и максимальной мощностью до 60 кВт·ч. 1 пр., 1 ил.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах и ограничения водопритока в добывающих скважинах, а также может быть использована для ликвидации зон поглощений при ремонте добывающих и нагнетательных скважин. Сухая смесь содержит сополимер акриламида и акриловой кислоты - 71,4-83,3 мас.%, параформ - 10,0-17,8 мас.% и резорцин - 6,3-11,4 мас.% или сополимер акриламида и акриловой кислоты - 69,5-82,5 мас.%, параформ - 9,5-17,7 мас.%, резорцин - 6,1-10,6 мас.% и аэросил - 0,9-3,0 мас.%. Гелеобразующий состав готовят при помощи растворения любой из указанных смесей в воде. Причем гелеобразующий состав без аэросила может быть получен также внесением параформа в воду сразу после сополимера акриламида и акриловой кислоты, а резорцина - после полного растворения сополимера акриламида и акриловой кислоты. Получаемый гелеобразующий состав содержит сополимер акриламида и акриловой кислоты - 0,17-0,80 мас.%, параформ - 0,03-0,20 мас.%, резорцин - 0,02-0,12 мас.%, вода - остальное или сополимер акриламида и акриловой кислоты - 0,17-0,80 мас.%, параформ - 0,03-0,20 мас.%, резорцин - 0,02-0,12 мас.%, аэросил - 0,01-0,03 мас.%, вода - остальное. Техническим результатом является повышение эффективности и технологичности гелеобразующего состава за счет обеспечения растворимости в воде используемой для его приготовлении сухой смеси, упрощения приготовления состава, при высокой механической и термической стойкости. 3 н.п. ф-лы, 3 табл., 5 ил., 8 пр.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - увеличение проницаемости осушенной призабойной зоны пласта, повышение степени разглинизации призабойной зоны и повышение производительности скважин. Способ разглинизации призабойной зоны низкопроницаемого низкотемпературного терригенного пласта, расположенного вблизи многолетнемерзлых пород, включает последовательное закачивание через колонну насосно-компрессорных труб в призабойную зону заглинизированного низкопроницаемого низкотемпературного терригенного пласта метанола в объеме 1-2 м3 на 1 м перфорированной толщины, ортофосфорной кислоты 5-6%-ной концентрации с технологической выстойкой не более 0,5 ч. После закачивают аэрировано-диспергированный водный раствор перекиси водорода малой концентрации не более 10-15 мас.% в объеме 2-3 м3 на 1 м перфорированной толщины с продавливанием ортофосфорной кислоты в удаленную часть пласта. Затем снова закачивают и продавливают аэрировано-диспергированный водный раствор перекиси водорода в пласт с помощью газового конденсата с кратковременной технологической выстойкой не более 0,5-1,0 ч. Затем производят удаление и вынос оставшейся части аэрировано-диспергированного водного раствора перекиси водорода из пласта и скважины на поверхность. Затем осуществляют освоение скважины подачей в скважину инертного газа, например, азота, отрабатывают и вводят скважину в эксплуатацию. При этом закачивание аэрировано-диспергированного водного раствора перекиси водорода осуществляют импульсно-циклическим методом попеременным закачиванием водного раствора перекиси водорода и инертного газа, например, азота. 3 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяной залежи, и может найти применение при разработке неоднородных по проницаемости нефтяных пластов. Технический результат - увеличение нефтеотдачи пластов и снижение обводненности добывающих скважин, расширение технологических возможностей. В способе разработки нефтяной залежи, включающем определение приемистости нагнетательной скважины, отбор нефти через добывающие скважины и закачку по крайней мере через одну нагнетательную скважину водной дисперсии водорастворимого полимера и гидроокиси щелочного металла, указанная дисперсия содержит, мас.: водорастворимый полимер 0,01-0,05, щелочь 0,5-1,0, при определенных значениях приемистости нагнетательной скважины закачивают указанную дисперсию до увеличения давления закачки на 20-30, осуществляют продавку ее в пласт закачиваемой водой в объеме НКТ плюс 1,0 м3, закачивают щелочную композицию в объеме 10-30 от объема закачки указанной дисперсии до снижения удельной приемистости скважины на 10-20 и достижения давления закачки, не превышающего максимально допустимого давления на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты, указанных составов при указанной минерализации воды по каждому из трех вариантов и осуществляют продавку водой в объеме 10-15 м3. 3 н.п. ф-лы, 1 пр., 2 табл.

Наверх