Способ разработки нефтяной залежи (варианты)



Способ разработки нефтяной залежи (варианты)
Способ разработки нефтяной залежи (варианты)
Способ разработки нефтяной залежи (варианты)
Способ разработки нефтяной залежи (варианты)
Способ разработки нефтяной залежи (варианты)
Способ разработки нефтяной залежи (варианты)
Способ разработки нефтяной залежи (варианты)
Способ разработки нефтяной залежи (варианты)
Способ разработки нефтяной залежи (варианты)
Способ разработки нефтяной залежи (варианты)

 


Владельцы патента RU 2546705:

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

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.
Наверх