Способ захоронения co2 (варианты)



 


Владельцы патента RU 2583029:

Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" (RU)

Группа изобретений предназначена для использования в области подземного хранения CO2 и других вредных газов, а также защиты окружающей среды. Технический результат - повышение надежности хранилища и снижение затрат на его создание. В первом варианте реализации способа для закачки CO2 выбирают ловушку водоносного пласта с термобарическими параметрами, способствующими длительному захоронению CO2 в жидком агрегатном состоянии. Бурят скважины в купольной части структуры ловушки. Закачивают жидкий CO2 в центральные скважины и по мере опускания контакта «жидкий CO2-вода» закачивают CO2 в периферийные скважины. Осуществляют контроль динамики пластового давления с одновременным мониторингом появления жидкого СО2 в наблюдательных скважинах. Закачку жидкого СО2 прекращают при обнаружения его в наблюдательных скважинах, а также при достижении в ловушке давления, соответствующего максимально допустимому пластовому давлению. Контроль за герметичностью по латерали ловушки осуществляют посредством наблюдательных скважин, расположенных вблизи замыкающей изогипсы ловушки, а по вертикали ловушки - посредством расположенных на вышезалегающих горизонтах контрольных скважин. Во втором варианте реализации способа закачивают газообразный CO2. Одновременно контролируют динамику пластового давления глубинными манометрами. При достижении давления в ловушке значения, соответствующего жидкому агрегатному состоянию CO2, продолжают закачку CO2 уже в жидком агрегатном состоянии в приконтактные зоны ловушки, контролируя динамику пластового давления глубинными манометрами. 2 н.п. ф-лы, 6 ил.

 

Группа изобретений относится к области подземного хранения CO2 и других вредных газов, а также защиты окружающей среды и предназначена для длительного захоронения газовых выбросов, дымовых, парниковых и других вредных газов.

Вредные газы, как известно, могут находиться в различных агрегатных состояниях в зависимости от температуры и давления: твердом, жидком, газообразном и сверхкритическом. Каждому агрегатному состоянию присущи свои физические свойства и особенности. Наиболее распространенным вредным газом является CO2, значительное его количество вырабатывает энергетическая отрасль, автотранспорт и т.д.

В настоящее время захоронение газов, не утилизируемых и загрязняющих окружающую среду, таких как, например, дымовые, выхлопные газы, стало достаточно острой проблемой. До недавнего времени вредные газы, в том числе и CO2, предпочитали захоранивать в истощенных нефтяных и газовых месторождениях, а также месторождениях, не имеющих промышленного значения, водоносных пластах, шахтах, кавернах. CO2 обычно закачивали в ловушки с пластом-коллектором с достаточной емкостью и герметичной покрышкой. Как правило, известные технологии направлены на хранение газа без учета его агрегатного состояния, что приводит к большей подвижности газа при закачке в газообразном и сверхкритическом состоянии и, как следствие, к меньшей вместимости пласта, в котором хранится газ.

Техническим результатом предлагаемого изобретения является снижение затрат на создание хранилищ вредных газов требуемой емкости за счет хранения вредных газов в жидком агрегатном состоянии, а также исключение утечки вредных газов при таком их хранении.

Указанный технический результат достигается за счет разработки такого способа захоронения CO2, который заключается в том, что для закачки CO2 в геологических структурах выбирают ловушку водоносного пласта с термобарическими параметрами, способствующими длительному захоронению CO2 в жидком агрегатном состоянии, бурят скважины в купольной части структуры ловушки, после чего начинают закачивать жидкий CO2 в центральные скважины, затем по мере опускания контакта «жидкий CO2-вода» используют для закачки скважины, отдаленные от купольной части структуры, причем в процессе закачки жидкого CO2 осуществляют контроль динамики пластового давления посредством глубинных манометров с одновременным мониторингом появления жидкого CO2 в наблюдательных скважинах, расположенных вблизи замыкающей изогипсы ловушки, при этом закачка жидкого CO2 прекращается в случае обнаружения жидкого CO2 в наблюдательных скважинах, а также при достижении в ловушке давления, соответствующего максимально допустимому пластовому давлению, при этом контроль за герметичностью по латерали ловушки осуществляется посредством наблюдательных скважин, расположенных вблизи замыкающей изогипсы ловушки, а по вертикали ловушки - посредством расположенных на вышезалегающих горизонтах контрольных скважин.

Кроме того, указанный технический результат достигается за счет реализации способа захоронения CO2, заключающегося в том, что для закачки CO2 выбирают ловушку истощенного месторождения углеводородов с термобарическими параметрами, способствующими длительному захоронению CO2 в жидком агрегатном состоянии, бурят скважины в купольной части структуры ловушки, после чего начинают закачивать в них газообразный CO2, в ходе чего осуществляют контроль динамики пластового давления глубинными манометрами, а при достижении давления в ловушке значения, соответствующего жидкому агрегатному состоянию CO2, продолжают закачку CO2 уже в жидком агрегатном состоянии непосредственно в приконтактные зоны ловушки, осуществляя контроль динамики пластового давления глубинными манометрами с одновременным мониторингом появления жидкого CO2 в наблюдательных скважинах, расположенных вблизи замыкающей изогипсы ловушки, при этом закачка жидкого CO2 прекращается в случае обнаружения жидкого CO2 в наблюдательных скважинах, а также при достижении в ловушке давления, соответствующего максимально допустимому пластовому давлению, при этом контроль за герметичностью по латерали ловушки осуществляется посредством наблюдательных скважин, расположенных вблизи замыкающей изогипсы ловушки, а по вертикали ловушки - посредством расположенных на вышезалегающих горизонтах контрольных скважин.

Сущность заявленного изобретения подтверждается чертежами, на которых показаны принципиальные схемы размещения нагнетательных скважин на структурах водоносного пласта и истощенного месторождения углеводородов:

Фиг. 1 - фазовая диаграмма CO2;

Фиг. 2 - принципиальная схема размещения скважин в купольной части месторождения при закачке жидкого CO2 в ловушку водоносного пласта;

Фиг. 3 - принципиальная схема размещения скважин и закачки жидкого CO2 в ловушку водоносного пласта;

Фиг. 4 - принципиальная схема размещения скважин и закачки CO2 в ловушку истощенного месторождения углеводородов;

Фиг. 5 - схема ловушки с указанием замыкающей изогипсы;

Фиг. 6 - схема месторождения с указанием контрольных скважин.

Указанные чертежи включают в себя следующие позиции:

1 - ловушка истощенного месторождения углеводородов или водоносного пласта, куда осуществляется закачка CO2;

2 - приконтактная зона (контакт «жидкий CO2-вода»);

3 - центральные скважины (скважины, расположенные в купольной части местрождения);

4 - периферийные скважины (скважины, удаленные от купольной части месторождения);

5 - замыкающая изогипса ловушки;

6 - подошва ловушки;

7 - контрольные скважины, расположенные на вышезалегающих горизонтах.

Реализация заявленного изобретения описана ниже.

Известно, что в жидком состоянии вещество занимает существенно меньший объем, чем в газообразном и сверхкритическом состояниях, поэтому один и тот же объем ловушки будет вмещать большую массу CO2, находящегося в жидком агрегатном состоянии.

Масса газообразного CO2:

Масса сверхкритического CO2:

Масса жидкого CO2:

ρг, ρcк, ρж - плотность газообразного, сверхкритического, жидкого CO2;

Vл - поровый объем ловушки;

αг, αск, αж - коэффициент вытеснения газообразным, сверхкритическим, жидким CO2;

βг, βcк, βж - коэффициент использования ловушки газообразным, сверхкритическим, жидким CO2.

В пластовых условиях CO2 может находиться в различных агрегатных состояниях в зависимости от температуры и давления: жидком, газообразном и сверхкритическом.

Зависимость агрегатного состояния CO2 от таких характеристик, как температура и давление, показана на фазовой диаграмме (Фиг. 1).

В газообразном состоянии CO2 - бесцветный газ. Газообразному состоянию CO2 соответствует широкий диапазон температур и давлений, не превышающий кривую кипения АВ. Вязкость порядка 10-5 Па·с, коэффициент диффузии - 10-5 м2/с.

При температуре ниже 31°C и давлении, ограниченном линией кипения АВ, CO2 находится в жидком состоянии. Он представляет собой бесцветную жидкость. В зависимости от термобарических условий его плотность меняется от 600 до 1200 кг/м3. Вязкость порядка 10-3 Па·с, коэффициент диффузии - 10-9 м2/с.

При давлении 73,8 бар и температуре 31°C и выше CO2 находится в сверхкритическом состоянии, это значит, что различия между жидкой и паровой фазами отсутствуют. В сверхкритическом агрегатном состоянии CO2 ведет себя как газоподобный сжимаемый флюид, но вместе с этим имеет плотность, близкую к плотности жидкости. При повышении температуры или давления плотность CO2 приближается по значению к плотности жидкости, а его вязкость - к вязкости газа. При пластовых температуре и давлении, соответствующих области сверхкритического состояния, плотность меняется в пределах от 600 кг/м3 до 900 кг/м3. Вязкость порядка 10-5-10-4 Па·с, коэффициент диффузии - 108 м2/с.

При давлении 230 бар и температуре 32°C значение плотности сверхкритического CO2 максимально и равно 900 кг/м3, а то же значение плотности в жидком состоянии СО2 достигается при давлении 150 бар и температуре 23°С. Такая разница в требуемом давлении для хранения с одинаковой плотностью приведет к наиболее существенной экономии потребляемой мощности компрессорных станций для сжатия CO2.

При постоянной температуре вязкость воды будет в 16 раз больше вязкости жидкого CO2 и в 30 раз - сверхкритического CO2, плотность которого равна 800-900 кг/м3, а также в 48 раз больше плотности газообразного CO2. Из этого следует, что жидкий CO2 будет лучше оттеснять воду, чем CO2, находящийся в газообразном или сверхкритическом состоянии. Это приведет к увеличению вместимости пласта по CO2 вследствие более высокого коэффициента вытеснения.

Коэффициент диффузии самый высокий у CO2, находящегося в газообразном агрегатном состоянии, меньше - у CO2 в его сверхкритическом агрегатном состоянии, и самый низкий - у жидкого CO2. Тогда динамика уменьшения скорости диффузии CO2 выглядит так: газообразный, сверхкритический, жидкий.

Из-за идентичности значений плотностей и вязкостей сред жидкий CO2-вода, контакт «жидкий CO2-вода» будет иметь более горизонтальную форму, чем при газообразном или сверхкритическом агрегатном состоянии CO2, при которых контакт «CO2-вода» имеет негоризонтальную форму, тем самым занимая не весь объем ловушки. То есть при горизонтальном контакте «жидкий CO2-вода» вместимость пласта по CO2 увеличивается.

Из вышеизложенного следует, что для захоронения CO2 больше подходит жидкое агрегатное состояние, нежели газообразное или сверхкритическое. В пластовых условиях все физические свойства жидкого CO2 превышают свойства CO2 в газообразном и сверхкритическом агрегатных состояниях, но не свойства воды. Следовательно, жидкий CO2 будет находиться в породах выше водонасыщенных, обладать меньшей подвижностью, а также находиться в более компактном состоянии в пласте по сравнению с другими агрегатными состояниями. Такой вывод можно сделать не только относительно CO2, но и относительно любого вредного газа, находящегося в жидком агрегатном состоянии, плотность которого в этом состоянии меньше плотности воды. При таком соотношении плотностей для захоронения могут быть использованы ловушки различных типов. Если плотность вредных газов в жидком агрегатном состоянии будет больше плотности воды, то ловушки должны быть приурочены к синклинальной структуре, чтобы предотвратить растекание вредного газа, находящегося в жидком агрегатном состоянии, за пределы ловушки. В этом случае обязательна непроницаемая подошва пласта в ловушке.

При долгосрочном хранении жидкий CO2 необходимо закачивать в пласт, породы которого не вступают в химическую реакцию с угольной кислотой, образующейся при взаимодействии жидкого CO2 с пластовой водой. Такими породами являются песчаники, аргиллиты, бескарбонатные разновидности алевролитов и алевритов. При несоблюдении данного условия взаимодействие угольной кислоты с породой приведет к разрушению породы, за чем последует бесконтрольное растекание CO2. Другим условием, способствующим растеканию жидкого CO2, является наличие тектонических нарушений.

При реализации заявленного способа для долгосрочного хранения CO2 в геологической структуре выбирают ловушку с такими термобарическими параметрами, которые обеспечили бы нахождение CO2 внутри выбранной ловушки в самом оптимальном для его длительного хранения агрегатном состоянии. Далее в купольной части указанной структуры ловушки бурят скважины, через которые осуществляют закачку CO2 в ловушку. Для длительного хранения CO2 выбирают ловушки как водоносных пластов (Фиг. 2, 3), так и истощенных месторождений углеводородов (Фиг. 4), таких как, например, нефтегазовое, или газовое, или газоконденсатное месторождение.

Как известно, CO2 является коррозионно-активным газом. Поэтому, чтобы предотвратить преждевременный выход из строя скважинного оборудования необходимо провести превентивные мероприятия, такие как, например: выбор коррозионно-устойчивого материала для изготовления скважинного оборудования, подача ингибитора коррозии в ствол скважины в процессе закачки CO2 в пласт. Широко используемый вид труб для закачки углекислого газа выполнен из высокоуглеродистой стали с полимерным покрытием или из стекловолокна с цементно-песчаным покрытием. Все наземное оборудование, на котором осуществляется подготовка газообразного CO2 к закачке в жидком состоянии в пласт, а также все соединительные и подводящие коммуникации, по которым осуществляется подача сжиженного CO2, должны быть выполнены из материалов, устойчивых к воздействию CO2.

В случае использования для хранения CO2 ловушки (1) (Фиг. 2, 3) водоносных пластов закачку жидкого CO2 осуществляют в центральные скважины (3), пробуренные в купольной части месторождения. Температура внутри ловушки равна температуре, при которой CO2 находится в жидком агрегатном состоянии, то есть от 0°C до 30°C (см. Фиг. 1). Давление в ловушке равно давлению, обеспечивающему длительное захоронение жидкого CO2, то есть от 40 бар и выше (см. Фиг. 1) По мере опускания контакта «жидкий CO2-вода» к закачке подключают скважины (4), отдаленные от купольной части, при этом осуществляют контроль динамики пластового давления посредством глубинных манометров, спускаемых на забой скважины, или путем измерения устьевого давления, по которому расчетным способом определяют пластовое давление. Одновременно проводят мониторинг появления жидкого CO2 в наблюдательных скважинах, расположенных вблизи замыкающей изогипсы (5) (Фиг. 5) ловушки. При этом в случае обнаружения жидкого CO2 в наблюдательных скважинах его закачку сразу прекращают.

В случае использования для хранения CO2 ловушки (1) истощенного месторождения углеводородов (см. Фиг. 4) выбирают ловушку, пластовая температура в которой равна температуре, при которой CO2 находится в ловушке в жидком агрегатном состоянии, то есть от 0°C до 30°C, а проектное значение пластового давления равно давлению, обеспечивающему длительное захоронение жидкого CO2, то есть от 40 бар и выше (см. Фиг. 1). Затем бурят скважины (3) в купольной части структуры ловушки, после чего начинают закачивать в них газообразный CO2, в ходе чего осуществляют контроль динамики пластового давления посредством глубинных манометров, спускаемых на забой скважины, или путем измерения устьевого давления, по которому расчетным способом определяют пластовое давление. При достижении давления в ловушке значения, соответствующего указанному выше давлению, при котором CO2 находится в ловушке в жидком агрегатном состоянии, продолжают закачку CO2 уже в жидком агрегатном состоянии непосредственно в приконтактные зоны ловушки (2), осуществляя контроль динамики пластового давления глубинными манометрами с одновременным мониторингом появления жидкого CO2 в наблюдательных скважинах, расположенных вблизи замыкающей изогипсы (5) (Фиг. 5) ловушки (1), при этом закачка жидкого CO2 прекращается в тех же случаях, что описаны выше в случае закачки CO2 в ловушку водоносного пласта.

Кроме того, закачку останавливают при достижении давления в ловушке как водоносного пласта, так и истощенного месторождения углеводородов, соответствующего максимально допустимому пластовому давлению.

При технологических расчетах по созданию и эксплуатации подземных хранилищ газа в случае водоносного пласта указанное максимально допустимое пластовое давление принимается в пределах Рmax=(0,12-0,17)Но в зависимости от глубины Но залегания пласта (свода поднятия).

В случае истощенного месторождения углеводородов для оценки максимального давления широкое применение находит методика гидроразрыва пласта. Герметичность покрышки оценивается по возможности исключения образования вертикальных трещин или раскрытия имеющихся. Герметичность покрышки определяется исходя из зависимости:

где ΔР - допустимое превышение начального пластового давления в геологической структуре, (МПа);

P б п = 0,6 P г о р - боковое горное давление для покрышки, МПа;

P б к = 0,4 ( P г о р Р Н ) - боковое горное давление для коллектора геологической структуры, МПа;

Pгор=γН - горное давление, МПа;

γ - плотность горных пород, т/м3;

Н - глубина залегания геологической структуры, м;

hк, hn - толщина коллектора и покрышки, соответственно, м.

(А.С. Гарайшин. Обоснование максимально допустимых давлений при проектировании и эксплуатации ПХГ. М.: ВНИИГАЗ. Сборник научных трудов «Подземное хранение газа. Проблемы и перспективы», 2003. С. 180-183.)

Как в случае захоронения CO2 в водоносном пласте, так и при захоронении в истощенном месторождении углеводородов контроль за герметичностью по латерали (горизонтали) ловушки осуществляется посредством наблюдательных скважин, расположенных вблизи замыкающей изогипсы (5) (Фиг. 5) ловушки, а по вертикали ловушки - посредством расположенных на вышезалегающих горизонтах контрольных скважин (7) (Фиг. 6).

Расположение и наличие контрольных горизонтов зависит от агрегатного состояния CO2 в пластовых условиях и от соотношения плотности жидкого CO2 и плотности пластовой воды в пластовых условиях. Если плотность CO2 в жидком состоянии в пластовых условиях превышает плотность пластовой воды, то выбирать контрольные горизонты необходимо под подошвой пласта-коллектора. Если плотность CO2 в жидком состоянии в пластовых условиях меньше плотности пластовой воды, то мониторинг миграции жидкого CO2 будет осуществляться сетью наблюдательных скважин, расположенных вблизи замыкающей изогипсы (5) (Фиг. 5) ловушки.

В случае если скважина вскрывает малопроницаемые участки пласта, необходимо регулировать темпы закачки жидкого CO2 для предотвращения превышения давления в прискважинной зоне над максимально допустимым давлением для предотвращения разрушения покрышки.

Указанный способ захоронения вредных газов позволяет значительно снизить затраты на обустройство объектов хранения вредных газов именно за счет подземного хранения их в структуре с термобарическими характеристиками, при которых захораниваемое вещество находится в структуре в том агрегатном состоянии, в котором на долгий срок исключается его утечка, что также положительно влияет на состояние окружающей среды.

1. Способ захоронения CO2, заключающийся в том, что для закачки CO2 в геологических структурах выбирают ловушку водоносного пласта с термобарическими параметрами, способствующими длительному захоронению CO2 в жидком агрегатном состоянии, бурят скважины в купольной части структуры ловушки, после чего начинают закачивать жидкий CO2 в центральные скважины, затем по мере опускания контакта «жидкий CO2-вода» используют для закачки скважины, отдаленные от купольной части структуры, причем в процессе закачки жидкого CO2 осуществляют контроль динамики пластового давления посредством глубинных манометров с одновременным мониторингом появления жидкого CO2 в наблюдательных скважинах, расположенных вблизи замыкающей изогипсы ловушки, при этом закачку жидкого CO2 прекращают в случае обнаружения жидкого CO2 в наблюдательных скважинах, а также при достижении в ловушке давления, соответствующего максимально допустимому пластовому давлению, при этом контроль за герметичностью по латерали ловушки осуществляют посредством наблюдательных скважин, расположенных вблизи замыкающей изогипсы ловушки, а по вертикали ловушки - посредством расположенных на вышезалегающих горизонтах контрольных скважин.

2. Способ захоронения CO2, заключающийся в том, что для закачки CO2 выбирают ловушку истощенного месторождения углеводородов с термобарическими параметрами, способствующими длительному захоронению CO2 в жидком агрегатном состоянии, бурят скважины в купольной части структуры ловушки, после чего начинают закачивать в них газообразный CO2, в ходе чего осуществляют контроль динамики пластового давления глубинными манометрами, а при достижении давления в ловушке значения, соответствующего жидкому агрегатному состоянию CO2, продолжают закачку CO2 уже в жидком агрегатном состоянии непосредственно в приконтактные зоны ловушки, осуществляя контроль динамики пластового давления глубинными манометрами с одновременным мониторингом появления жидкого CO2 в наблюдательных скважинах, расположенных вблизи замыкающей изогипсы ловушки, при этом закачку жидкого CO2 прекращают в случае обнаружения жидкого CO2 в наблюдательных скважинах, а также при достижении в ловушке давления, соответствующего максимально допустимому пластовому давлению, при этом контроль за герметичностью по латерали ловушки осуществляют посредством наблюдательных скважин, расположенных вблизи замыкающей изогипсы ловушки, а по вертикали ловушки - посредством расположенных на вышезалегающих горизонтах контрольных скважин.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к горному делу, в частности к способам определения дебита скважин, оборудованных насосными установками. Способ включает снятие характеристики подача - напор скважинного насоса, энергетической характеристики мощность и КПД - подача на жидкости.

Изобретение по существу относится к композициям меченого ингибитора отложений и способам ингибирования отложений. В частности, настоящее изобретение относится к имидазолсодержащим меченым полимерным ингибиторам отложений, предназначенным для использования при обработке воды и/или нефтяных месторождений.

Изобретение относится к способам измерения продукции нефтегазодобывающих скважин. Технический результат заключается в повышении точности измерений.

Изобретение относится к обработке скважин и разработке месторождений и, в частности, системе и способу интерпретации дебита потока во время скважинной обработки. Технический результат заключается в эффективности стимуляционной обработки за счет получения знаний о распределении потока на рабочем интервале в режиме реального времени.

Изобретение относится к горному делу, в частности к способу определения дебита скважин, оборудованных насосными установками. Способ включает снятие характеристики подача - напор скважинного насоса, энергетической характеристики мощность и КПД - подача на жидкости - воде, определение плотности жидкостной смеси, определение фактического напора насоса.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при проведении промысловых гидродинамических, газоконденсатных исследований скважин в процессе разведки и разработки газовых и газоконденсатных месторождений.

Изобретение относится к промысловой геофизике и может быть использовано для измерения скорости потока или расхода жидкости или газа в добывающих и нагнетательных скважинах.

Изобретение относится к технике для исследования движения жидкостных потоков и газожидкостных потоков, например процессов добычи газа в нефтегазовой отрасли, связанной с изучением процессов движения газожидкостных потоков в вертикальных трубопроводах и отдельных устройствах.

Предлагаются система и способ динамической калибровки, предназначенные для измерения дебита скважинного флюида отдельных нефтяных скважин, входящих в состав куста скважин.

Изобретение относится к средствам для обнаружения притока газа в скважину в процессе бурения. Техническим результатом является повышение точности определения расположения притока газа в скважине.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройству мониторинга давления и температуры для интеллектуальных газовых и газоконденсатных скважин.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к добыче газа при эксплуатации морских и шельфовых месторождений, включая и арктическую зону.

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, а именно к определению профиля закачки воды в нагнетательных скважинах. Технический результат - повышение точности определения профиля закачки с использованием нестационарной термометрии скважины.

Группа изобретений относится к области исследования нефтяных и газовых скважин и может быть применена в системе каротажа проведения геофизических исследований в зоне скважины ниже работающего погружного насоса (ЭЦН).

Изобретение относится к технологии управления давлением в стволе скважины. Техническим результатом является возможность обеспечить давление в стволе скважины в любое время.

Изобретение относится к области исследования нефтяных и газовых скважин и предназначено для корректировки результатов измерений давления в высокопродуктивных скважинах, проведенных во время испытания скважины.

Изобретение относится к оборудованию для интеллектуальной газовой и газоконденсатной скважины, используемому в районах Крайнего Севера. Техническим результатом является повышение эксплуатационных качеств, увеличение надежности эксплуатации за счет обеспечения возможности постоянного мониторинга температуры и давления внутри скважины.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применена для одновременно-раздельной закачки в два пласта. Установка состоит из спущенной в скважину на колонне труб компоновки подземного оборудования, включающей воронку-центратор, нижний пакер, переводник-центратор, устройство распределения закачки, верхний пакер, удлинитель.

Группа изобретений относится к способам и средствам, обеспечивающим измерение параметров продуктивных слоев, и может быть применена для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для решения задач по восстановлению коллекторских свойств прискважинной зоны продуктивных пластов добывающих нефтегазовых скважин и вовлечению в разработку трудноизвлекаемых и нерентабельных запасов углеводородов, а также может быть использовано для декольматажа фильтров и прифильтровых зон гидрогеологических скважин.

Изобретение относится к области геологии и может быть использовано для оценки полезной емкости природных криогенных резервуаров при использовании их в качестве резервуара для складирования дренажных рассолов.
Наверх