Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов (варианты)



Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов (варианты)
Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов (варианты)
Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов (варианты)
Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов (варианты)
Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов (варианты)
Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов (варианты)
Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов (варианты)
Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов (варианты)
Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов (варианты)
Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов (варианты)

 


Владельцы патента RU 2547025:

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

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 нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, а именно повышению нефтеотдачи пластов при одновременном увеличении охвата пласта воздействием и повышении эффективности нефтевытеснения в неоднородных коллекторах на поздних стадиях разработки месторождений.

Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и периодическую закачку через нагнетательную скважину оторочек водной дисперсии (пат.RU №2136872, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.09.1999, Бюл. №25). В водной дисперсии в качестве дисперсионной фазы используют смесь глинопорошка и порошка водорастворимого полимера. Водную дисперсию закачивают оторочками. Переход от одной оторочки к другой осуществляют с возрастанием давления закачки на 1-10%. В каждой последующей оторочке уменьшают количество глинопорошка и увеличивают количество порошка водорастворимого полимера. При этом общее уменьшение количества глинопорошка лежит в пределах от 15 до 0 вес. % при увеличении количества порошка водорастворимого полимера в пределах от 0,001 до 1 вес. %. В качестве полимера используют полиакриламид или эфиры целлюлозы.

Недостатком данного способа является низкая эффективность извлечения нефти вследствие того, что закачка водной дисперсии вызывает снижение проницаемости промытых зон, а последующее нагнетание воды приводит лишь к частичному отмыву нефти из поровых каналов.

Известен способ разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов, включающий последовательную закачку через нагнетательные скважины водной системы водорастворимого полимера и глины и раствора поверхностно-активного вещества - ПАВ. В качестве указанного раствора используют смесь неионогенных ПАВ или неионогенного и анионоактивного сульфированного ПАВ в углеводородном растворителе (пат.RU №2487234, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.07.2013, Бюл. №19).

Недостатком способа является многокомпонентность раствора ПАВ, что создает трудности при использовании способа в промысловых условиях.

Известен способ разработки нефтяных залежей, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку через нагнетательные скважины полимердисперсной системы в количестве 1-25% объема пор и раствора ПАВ с последующим вытеснением водой (пат.RU №1566820, МПК Е21В 43/22, опубл. 10.02.1996, Бюл. №16).

Способ малоэффективен для увеличения нефтеотдачи пластов из-за использования неионогенного ПАВ (НПАВ) с низкими нефтеотмывающими свойствами, обусловленными недостаточно низким межфазным натяжением.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов, включающий циклическую закачку водного раствора частично гидролизованного полиакриламида и глинистой суспензии и последующее воздействие на пласт водным раствором химреагента (пат.RU №2065947, МПК Е21В 43/22, опубл. 27.08.1996, Бюл. №20). В качестве химреагента используют раствор, содержащий нефтяные или синтетические сульфонаты с эквивалентной массой от 300 до 580, оксиэтилированные алкилфенолы со степенью оксиэтилирования от 8 до 16 и растворитель.

Недостатком способа является низкая технологичность вследствие недостаточно высоких нефтеотмывающих свойств раствора ПАВ, многокомпонентности и высокой вязкости состава, что затрудняет его приготовление в промысловых условиях и закачку в пласт и приводит к низкой нефтеотдаче пластов.

Способ также сложен в осуществлении из-за использования чередующейся закачки водного раствора частично гидродролизованного полимера и глинистой суспензии, который не обеспечивает полного блокирования высокопроницаемых обводненных зон и вовлечения в разработку ранее недренируемых пропластков продуктивного пласта за счет выравнивания фронта заводнения и увеличения охвата пластов воздействием. В результате нефтеотдача пласта остается невысокой.

Техническими задачами предложения являются увеличение нефтеотдачи пласта и расширение технологических возможностей способа.

Технические задачи решаются способом разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающим последовательную закачку через нагнетательную скважину водной суспензии полимера и глинопорошка и раствора поверхностно-активного вещества - ПАВ.

Новым является то, что до закачки в пласт указанной суспензии предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении на водоводе и минерализацию воды, в воде с минерализацией от 0,15 до 40 г/л в качестве ПАВ используют ПАВ комплексного действия с температурой застывания не выше минус 30°C 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 указанных суспензии и раствора ПАВ комплексного действия 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, а между указанными суспензией и раствором указанного ПАВ комплексного действия производят закачку воды с минерализацией от 0,15 до 40 г/л или водной суспензии полиакриламида с концентрацией от 0,0001 до 0,1 мас.%.

Также технические задачи решаются способом разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающим последовательную закачку через нагнетательную скважину водной суспензии полимера и глинопорошка и раствора поверхностно-активного вещества - ПАВ.

Новым является то, что до закачки в пласт указанной суспензии предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении на водоводе и минерализацию воды, в воде с минерализацией от 40 до 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 указанных суспензии и раствора комплексного 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 м 3/сут - 2-3:1, более 500 м3/сут - 3:1, а между указанными суспензией и раствором комплексного ПАВ производят закачку воды с минерализацией от 40 до 300 г/л или водной суспензии полиакриламида с концентрацией от 0,0001 до 0,1 мас.%.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

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 начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении на водоводе, минерализацию закачиваемой воды, 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), начальной приемистости нагнетательной скважины рассчитывают предварительные объемы закачки водной суспензии полимера и глинопорошка и раствора ПАВ комплексного действия.

Приготовление и закачку водной суспензии полимера и глинопорошка и раствора ПАВ комплексного действия осуществляют существующими в нефтедобыче стандартными установками типа КУДР, ЦА-320 и т.д.

Водную суспензию полимера и глинопорошка готовят непосредственно перед закачкой в нагнетательную скважину следующим образом.

В воду, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции (КНС) минерализацией от 0,15 до 40 г/л, через воронку со струйным насосом с помощью шнекового дозатора дозируют полимер в виде порошка. При смешении с водой образуется суспензия, которая подается в смесительную емкость. В эту же емкость с помощью шнекового дозатора подается глинопорошок. Полученную водную суспензию полимера и глинопорошка закачивают через нагнетательную скважину.

Объемное соотношение водной суспензии полимера и глинопорошка и раствора ПАВ комплексного действия и их концентрации выбирают в зависимости от приемистости нагнетательной скважины при давлении на водоводе (табл. 1).

После закачки водной суспензии полимера и глинопорошка осуществляют закачку воды с минерализацией от 0,15 до 40 г/л или водной суспензии полиакриламида с концентрацией от 0,0001 до 0,1 мас.% в объеме 5-20 м3. Затем закачивают раствор 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 (концентрация водно-спиртового раствора составляет 70 мас.%) в воде с минерализацией от 0,15 до 40 г/л.

Раствор ПАВ комплексного действия подается дозировочным насосом в нагнетательную линию перед насосом высокого давления с концентрацией от 0,001 до 1,0 мас.%.

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 начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении на водоводе, минерализацию воды, допустимое давление на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты, а также 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), начальной приемистости нагнетательной скважины рассчитывают предварительные объемы закачки водной суспензии полимера и глинопорошка и раствора комплексного ПАВ.

Приготовление и закачку водной суспензии полимера и глинопорошка и раствора комплексного ПАВ осуществляют существующими в нефтедобыче стандартными установками типа КУДР, ЦА-320 и т.д.

Водную суспензию полимера и глинопорошка готовят непосредственно перед закачкой в нагнетательную скважину следующим образом.

В воду, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции (КНС) минерализацией от 40 до 300 г/л, через воронку со струйным насосом с помощью шнекового дозатора дозируют полимер в виде порошка. При смешении с водой образуется суспензия, которая подается в смесительную емкость. В эту же емкость с помощью шнекового дозатора подается глинопорошок. Полученную водную суспензию полимера и глинопорошка закачивают через нагнетательную скважину.

Объемное соотношение водной суспензии полимера и глинопорошка и раствора комплексного ПАВ и их концентрации выбирают в зависимости от приемистости нагнетательной скважины при давлении на водоводе (табл. 1).

После закачки водной суспензии полимера и глинопорошка осуществляют закачку воды с минерализацией от 40 до 300 г/л или водной суспензии полиакриламида с концентрацией от 0,0001 до 0,1 мас.% в объеме 5-20 м3. Затем закачивают раствор комплексного ПАВ с температурой застывания не выше минус 40°C, содержащий ПАВ комплексного действия с температурой застывания не выше 30°C и кинематической вязкостью 35-50 сСт - водно-спиртовый раствор неионогенного ПАВ-моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля 90 мас.% (концентрация водно-спиртового раствора составляет 50 мас.%) и массовой долей алкилдиметилбензиламмоний хлорида 10 мас.% в воде с минерализацией от 40 до 300 г/л.

Раствор комплексного ПАВ подается дозировочным насосом в нагнетательную линию перед насосом высокого давления с концентрацией от 0,001 до 1,0 мас.%.

Для приготовления водной суспензии полимера и глинопорошка используют следующие реагенты:

- в качестве полимера используют полиакриламиды (ПАА) отечественного или импортного производства с молекулярной массой не менее 5×106, со степенью гидролиза в пределах от 5 до 20%, массовая доля основного вещества - не менее 90%;

- в качестве глинопорошка используют бентонитовые глинопорошки, хорошо набухающие в пресной воде.

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, плотность при 20°C 1,06-1,11 г/см3, pH 6-10 ед., внешний вид - прозрачная жидкость от бесцветного до светло-желтого цвета, массовая доля активного вещества не менее 30 мас.% - водно-спиртовой раствор смеси неионогенных (моноалкилфениловый эфиры полиэтиленгликоля) поверхностно-активных веществ, концентрация водно-спиртового раствора не менее 70 мас.% (для осуществления способа по первому варианту);

- комплексный ПАВ с температурой застывания не выше минус 40°C, содержащий ПАВ комплексного действия с температурой застывания не выше 30°C и кинематической вязкостью 35-50 сСт - водно-спиртовый раствор неионогенного ПАВ-моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля 90 мас.% и массовой долей алкилдиметилбензиламмоний хлорида 10 мас.%, массовой долей активного вещества не менее 40 мас.% - водно-спиртовой раствор смеси неионогенных (моноалкилфениловый эфиры полиэтиленгликоля) и катионных (алкилдиметилбензиламмоний хлорид) поверхностно-активных веществ, pH 6-9 ед., внешний вид - жидкость от светло-желтого до коричневого цвета, концентрацией водно-спиртового раствора - не менее 50 мас.% (для осуществления способа по второму варианту).

Для оценки нефтеотмывающих свойств раствора комплексного ПАВ использовали показатель - межфазное натяжение растворов комплексных ПАВ на границе «нефть-вытесняющая жидкость» в воде с минерализацией от 0,15 до 300 г/л. Результаты исследований приведены в табл. 2.

Анализ полученных данных показывает, что предлагаемые растворы комплексных ПАВ (опыты 1, 6, 4, 9, табл. 2) по сравнению с прототипом (опыты 11-14, табл. 2) имеют более низкие значения межфазного натяжения на границе «нефть-вытесняющая жидкость».

Кроме того, наилучшими нефтеотмывающими свойствами обладает 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 (концентрация водно-спиртового раствора составляет 70 мас.%) в воде с минерализацией от 0,15 до 40 г/л (опыты 1-3, табл. 2), а комплексный ПАВ с температурой застывания не выше минус 40°C, содержащий ПАВ комплексного действия с температурой застывания не выше 30°C и кинематической вязкостью 35-50 сСт - водно-спиртовый раствор неионогенного ПАВ-моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля 90 мас.% и массовой долей алкилдиметилбензиламмоний хлорида 10 мас.% (концентрация водно-спиртового раствора составляет 50 мас.%) в воде с минерализацией от 40 до 300 г/л (опыты 8-10, табл. 2).

Также из табл. 2 видно, что комплексные ПАВ обладают низкой вязкостью (опыты 1-10, табл. 2) по сравнению с прототипом (опыты 11, 13, табл. 2). Вследствие этого комплексные ПАВ обладают хорошей проникающей способностью в пласт.

Эффективность предлагаемого способа и способа по прототипу в лабораторных условиях оценивалась по двум показателям - остаточному фактору сопротивления (ОФС) и коэффициенту нефтеизвлечения. Эксперименты проводят на моделях пласта, представляющих собой две одинаковые трубки (длиной 0,5 м, площадью поперечного сечения 6,4 см2). Подбором величины зерен кварцевого песка создают необходимую проницаемость каналов модели пласта. Через модель пропускают пресную или минерализованную воду, которую затем замещают нефтью плотностью 0,810-0,890 г/см3. Далее проводят вытеснение нефти водой с минерализацией от 0,15 до 300 г/л с замером на выходе объемов нефти и воды.

В табл. 3 приведены результаты лабораторных исследований на насыпных физических моделях пласта по определению остаточного фактора сопротивления и коэффициента нефтеизвлечения при последовательной закачке водной суспензии полимера и глинопорошка, воды с минерализацией от 0,15 до 300 г/л или водной суспензии полиакриламида с концентрацией от 0,0001 до 0,1 мас.% и раствора ПАВ.

Пример 1. В модель пласта закачивают водную суспензию полимера с концентрацией 0,0001 мас.% и глинопорошка с концентрацией 1,0 мас.%. Затем закачивают воду с минерализацией 0,15 г/л в объеме 5% от объема пор и после этого закачивают раствор ПАВ комплексного действия с температурой застывания не выше минус 30°C и кинематической вязкостью 35-50 сСт (концентрация водно-спиртового раствора 70 мас.%) с концентрацией 0,001 мас.%. Проводят довытеснение нефти водой с минерализацией 0,15 г/л путем закачки воды с замером на выходе объемов нефти и воды. Объемное соотношение водной суспензии полимера и глинопорошка составляет 1:1. Коэффициент нефтеизвлечения составляет 55,3, а остаточный фактор сопротивления - 13,4 (см. табл. 3, опыт 1).

Пример 2. В модель пласта закачивают водную суспензию полимера с концентрацией 0,005 мас.% и глинопорошка с концентрацией 8 мас.%. Затем закачивают водную суспензию полиакриламида с концентрацией 0,1 в объеме 10% от объема пор и после этого закачивают раствор ПАВ комплексного действия с температурой застывания не выше минус 30°C и кинематической вязкостью 35-50 сСт (концентрация водно-спиртового раствора 70 мас.%) с концентрацией 0,05 мас.%. Проводят довытеснение нефти водой с минерализацией 0,15 г/л путем закачки воды с замером на выходе объемов нефти и воды.

Объемное соотношение водной суспензии полимера и глинопорошка составляет 2:1. Коэффициент нефтеизвлечения составляет 56,8, а остаточный фактор сопротивления - 17,4 (см. табл. 3, опыт 8).

Пример 3. В модель пласта закачивают водную суспензию полимера с концентрацией 0,0001 мас.% и глинопорошка с концентрацией 1,0 мас.%. Затем закачивают воду с минерализацией 40 г/л в объеме 5% от объема пор и после этого закачивают раствор комплексного ПАВ с температурой застывания не выше минус 40°C и массовой долей алкилдиметилбензиламмоний хлорида 10 мас.% (концентрация водно-спиртового раствора 50 мас.%) с концентрацией 0,001 мас.%. Проводят довытеснение нефти водой с минерализацией 40 г/л путем закачки воды с замером на выходе объемов нефти и воды. Объемное соотношение водной суспензии полимера и глинопорошка составляет 1:1. Коэффициент нефтеизвлечения составляет 55,5, а остаточный фактор сопротивления - 13,6 (см. табл. 3, опыт 24).

Пример 4. В модель пласта закачивают водную суспензию полимера с концентрацией 0,005 мас.% и глинопорошка с концентрацией 8,0 мас.%. Затем закачивают водную суспензию полиакриламида с концентрацией 0,0001 в объеме 5% от объема пор и после этого закачивают раствор комплексного ПАВ с температурой застывания не выше минус 40°C и массовой долей алкилдиметилбензиламмоний хлорида 10 мас.% (концентрация водно-спиртового раствора 50 мас.%) с концентрацией 0,1 мас.%. Проводят довытеснение нефти водой с минерализацией 300 г/л путем закачки воды с замером на выходе объемов нефти и воды. Объемное соотношение водной суспензии полимера и глинопорошка составляет 1:1. Коэффициент нефтеизвлечения составляет 57,5, а остаточный фактор сопротивления - 16,7 (см. табл. 3, опыт 26).

Как видно из приведенных данных табл. 3, предлагаемый способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов более эффективен по сравнению с прототипом.

Примеры конкретного осуществления способа в промысловых условиях

По первому варианту (см. табл. 4, №1)

При разработке нефтяного пласта, представленного терригенным или карбонатным коллектором, выполняют геофизические и гидродинамические исследования, выделяют участок нагнетательной скважины, гидродинамически связанный с добывающими скважинами, определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении на водоводе, минерализацию закачиваемой воды, допустимое давление на эксплуатационную колонну или пласты. Начальная приемистость нагнетательной скважины составляет 200 м3/сут при давлении на водоводе 8,5 МПа. Минерализация закачиваемой воды составляет 0,15 г/л. Комплексный ПАВ выбирают в зависимости от минерализации закачиваемой воды (0,15 г/л). Определяют объемное соотношение водной суспензии полимера и глинопорошка и раствора комплексного ПАВ и концентрации компонентов в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины (табл. 1), которое составляет 1:1.

Общий объем водной суспензии полимера и глинопорошка составляет 125 м3, объем раствора комплексного ПАВ составляет 125 м3. Допустимое давление на эксплуатационную колонну составляет 13,0 МПа.

Водную суспензию полимера с концентрацией 0,0001 мас.% и глинопорошка с концентрацией 1,0 мас.% готовят непосредственно перед закачкой в пласт. В воду, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции (КНС) минерализацией 0,15 г/л, через воронку со струйным насосом с помощью шнекового дозатора дозируют полиакриламид с концентрацией 0,0001 мас.% в виде порошка. При смешении с водой образуется суспензия, которая подается в смесительную емкость. В эту же емкость с помощью шнекового дозатора подается бентонитовый глинопорошок с концентрацией 1,0 мас.%. Полученную водную суспензию полимера и глинопорошка в объеме 125 м3 закачивают в пласт через нагнетательную скважину.

После закачки водной суспензии полимера и глинопорошка закачивают в пласт водную суспензию полиакриламида с концентрацией 0,0001 мас.% в объеме 10 м3. Затем закачивают раствор комплексного ПАВ с температурой застывания не выше минус 30°C - водно-спиртовый раствор неионогенного ПАВ-моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля (концентрация водно-спиртового раствора составляет 70 мас.%) с концентрацией 0,001 мас.% в объеме 125 м3 и продавливают в пласт водой в объеме не менее 10 м3.

Определяют приемистость после обработки нагнетательной скважины (140 м3/сут при давлении закачки 11,0 МПа). Затем подключают скважину под закачку воды.

Аналогичные примеры конкретного осуществления способа в промысловых условиях по первому варианту приведены в таблице 4 (№№1-33).

По второму варианту (см. табл. 4, №42)

При разработке нефтяного пласта, представленного терригенным или карбонатным коллектором, выполняют геофизические и гидродинамические исследования, выделяют участок нагнетательной скважины, гидродинамически связанный с добывающими скважинами, определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении на водоводе, минерализацию закачиваемой воды, допустимое давление на эксплуатационную колонну или пласты. Начальная приемистость нагнетательной скважины составляет 200 м3/сут при давлении на водоводе 6,0 МПа. Минерализация закачиваемой воды составляет 45,8 г/л. Комплексный ПАВ выбирают в зависимости от минерализации закачиваемой воды (45,8 г/л). Определяют объемное соотношение водной суспензии полимера и глинопорошка и раствора комплексного ПАВ и концентрации компонентов в зависимости от начальной приемистости нагнетательной скважины (табл. 1), которое составляет 2:1.

Общий объем водной суспензии полимера и глинопорошка составляет 100 м3, объем раствора комплексного ПАВ составляет 50 м3. Допустимое давление на эксплуатационную колонну составляет 10,5 МПа.

Водную суспензию полимера с концентрацией 0,0001 мас.% и глинопорошка с концентрацией 5,0 мас.% готовят непосредственно перед закачкой в пласт. В воду, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции (КНС) минерализацией 45,8 г/л, через воронку со струйным насосом с помощью шнекового дозатора дозируют полиакриламид с концентрацией 0,0001 мас.% в виде порошка. При смешении с водой образуется суспензия, которая подается в смесительную емкость. В эту же емкость с помощью шнекового дозатора подается бентонитовый глинопорошок с концентрацией 5,0 мас.%. Полученную водную суспензию полимера и глинопорошка в объеме 100 м3 закачивают в пласт через нагнетательную скважину.

После закачки водной суспензии полимера и глинопорошка закачивают в пласт воду с минерализацией 45,8 г/л в объеме 10 м3. Затем закачивают раствор комплексного ПАВ с температурой застывания не выше минус 40°C, содержащий ПАВ комплексного действия с температурой застывания не выше 30°C и кинематической вязкостью 35-50 сСт - водно-спиртовый раствор неионогенного ПАВ-моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля 90 мас.% и массовой долей алкилдиметилбензиламмоний хлорида 10 мас.% (концентрация водно-спиртового раствора составляет 50 мас.%) с концентрацией 0,1 мас.% в объеме 50 м3 и продавливают в пласт водой в объеме не менее 10 м3.

Определяют приемистость после обработки нагнетательной скважины (155 м3/сут при давлении закачки 9,5 МПа). Затем подключают скважину под закачку воды.

Аналогичные примеры конкретного осуществления способа в промысловых условиях по второму варианту приведены в таблице 4 (№№34-66).

Результатами предлагаемого способа являются увеличение дебита нефти на 1,5 т/сут и снижение обводненности добываемой продукции с 95,5 до 89,5%. Дополнительная добыча нефти по участку составила более 1500 т нефти при продолжающемся технологическом эффекте.

Таким образом, предлагаемый способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов позволяет увеличить нефтеотдачу пластов за счет увеличения охвата пласта воздействием и улучшения нефтеотмывающих свойств растворов комплексных ПАВ. Предложение позволяет расширить технологические возможности способа.

1. Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающий последовательную закачку через нагнетательную скважину водной суспензии полимера и глинопорошка и раствора поверхностно-активного вещества - ПАВ, отличающийся тем, что до закачки в пласт указанной суспензии предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении на водоводе и минерализацию воды, в воде с минерализацией от 0,15 до 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 указанных суспензии и раствора ПАВ комплексного действия 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, а между указанными суспензией и раствором указанного ПАВ комплексного действия производят закачку воды с минерализацией от 0,15 до 40 г/л или водной суспензии полиакриламида с концентрацией от 0,0001 до 0,1 мас. %.

2. Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающий последовательную закачку через нагнетательную скважину водной суспензии полимера и глинопорошка и раствора поверхностно-активного вещества - ПАВ, отличающийся тем, что до закачки в пласт указанной суспензии предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины при давлении на водоводе и минерализацию воды, в воде с минерализацией от 40 до 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 указанных суспензии и раствора комплексного 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 указанными суспензией и раствором комплексного ПАВ производят закачку воды с минерализацией от 40 до 300 г/л или водной суспензии полиакриламида с концентрацией от 0,0001 до 0,1 мас. %.



 

Похожие патенты:

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

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 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. Технический результат - возможность постоянного контроля за изменением вязкости добываемой продукции, возможность регулирования процесса закачки, равномерный прогрев пласта, увеличение уровня добычи высоковязкой нефти и битума с одновременным снижением материальных затрат и энергозатрат. В способе разработки залежи высоковязкой нефти или битума, включающем строительство верхней нагнетательной скважины и нижней добывающей скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, которые оборудуют фильтрами, причем в нагнетательную скважину спускают колонны труб по типу «труба в трубе» с изолированными друг от друга внутренними пространствами с помощью пакеров, а выходные отверстия колонн труб размещены в фильтре и разнесены по длине горизонтального участка, разбивая его на зоны прогрева, закачку теплоносителя через горизонтальную нагнетательную скважину с прогревом пласта, созданием паровой камеры и отбором продукции через горизонтальную добывающую скважину, при котором снимают термограммы паровой камеры, анализируют состояние ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков и с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры, изменяя зоны прогрева подачей необходимого количества теплоносителя в соответствующую колонну труб для исключения прорыва теплоносителя в добывающую скважину через более прогретую зону, при строительстве нагнетательной скважины с горизонтальным участком для более равномерного прогрева пласта фильтры и колонны труб выполняют с увеличением суммарной площади сечения отверстий от начала горизонтального участка в пласте к забою. При эксплуатации после увеличения вязкости отбираемой продукции в 3-5 раз прекращают закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и закачивают газообразный углеводородный растворитель через соответствующую колонну труб в зону прогрева с наименьшей температурой до снижения температуры отбираемой продукции на 10-25%. После чего циклы закачки пара в соответствующие зоны прогрева и газообразного углеводородного растворителя с отбором продукции повторяют. 1 ил.
Наверх