Способ разработки нефтематеринских коллекторов управляемым гидроразрывом


 


Владельцы патента RU 2610473:

Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Техническим результатом является повышение коэффициента охвата и нефтеотдачи нефтематеринских коллекторов. Способ разработки нефтематеринских коллекторов управляемым гидроразрывом, включает выбор слабопроницаемого коллектора со средней абсолютной проницаемостью менее 2 мД, на котором бурят или используют уже пробуренные вертикальные и/или наклонно-направленные скважины. В каждой из данных скважин проводят первый гидравлический разрыв пласта – ГРП, во время которого методом низкочастотной сейсмики фиксируют зону распространения трещин. В скважины с проведенным ГРП закачивают изоляционный состав со следующим соотношением компонентов, мас.%: ПАВ – 0,2-5,0, ПАА – 0,005-2,5, ацетат хрома – 0,01-1,0, наполнитель – 0,5-15,0, вода с минерализацией не более 1,5 г/л – остальное. После технологической выдержки в течение 1-10 сут и кольматации трещин первого ГРП закачанным изоляционным составом в тех же скважинах проводят второй ГРП, во время которого также методом низкочастотной сейсмики фиксируют зону распространения трещин. По полученным данным о распространении трещин после первого и второго ГРП принимают решение о проведении в данных скважинах последующих этапов закачки изоляционного состава и проведении ГРП, причем количество последующих ГРП определяют исходя из охвата коллектора зонами трещин ГРП в 360º в плане вокруг каждой скважины. После всех ГРП проводят обработку коллектора закачкой в каждую скважину растворителя изоляционного состава в объеме 0,8-2,0 от суммы объемов закачанных ранее изоляционных составов в данную скважину. 2 пр.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтематеринских коллекторов с применением управляемого гидравлического разрыва пласта (ГРП).

Известен способ регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий закачку в нагнетательную скважину одновременно водного раствора, содержащего полиакриламид (ПАА) со сшивателем, и водного раствора, содержащего поверхностно-активное вещество (ПАВ) и хлористый кальций, затем закачку водного раствора, содержащего ПАВ и хлористый кальций, и закачку вытесняющего агента – воды. В известном способе используют в качестве водного раствора, содержащего ПАА со сшивателем, водный раствор состава, %: ПАА 0,1-0,5, сшиватель - ацетат хрома 0,01-0,05, вода остальное, а в качестве водного раствора, содержащего ПАВ и хлористый кальций - водный раствор состава, %: неионогенное ПАВ 1,0-5,0, хлористый кальций 1,5-3,5, вода – остальное (патент РФ №2279540, кл. Е21В 43/22, опубл. 10.07 2006).

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах и ограничения водопритоков в добывающих скважинах, включающий приготовление и последовательную закачку в пласт полимерных гелеобразующих составов. Согласно изобретению предварительно определяют объем закачки, закачивают первую оторочку полимерного состава в объеме 15% порового объема, в качестве первой оторочки используют состав на основе карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ) со сшивателем при следующем соотношении компонентов, мас.%: КМЦ - 0,3-5,0, ацетат хрома - 0,05-0,5, вода с минерализацией 0-290 г/л - остальное, причем для приготовления сшивателя используют воду с минерализацией 50-290 г/л, затем закачивают вторую оторочку порциями, чередующимися с закачкой воды с ПАВ и первой оторочкой, в качестве второй оторочки используют состав на основе ПАА со сшивателем при следующем соотношении компонентов, мас.%: ПАА - 0,01-2,0, ацетат хрома 0,05-0,5, вода с минерализацией 0-290 г/л - остальное, а затем останавливают скважину на технологическую выдержку продолжительностью от 1 до 5 сут. Дополнительно суммарную массу концентрации второй оторочки определяют из соотношения оторочек и закачиваемой воды 1:0,5:0,5. ПАА по сухому продукту составляет 0,5-40% от количества КМЦ. Для высокопроницаемых интервалов пласта начиная, по крайней мере, со второй оторочки производят закачку регулируемого вязкоупругого состава, включающего полиакриламид, сшиватель, наполнитель и воду (патент РФ №2339803, кл. Е21В 43/22, опубл. 27.11.2008 - прототип).

Общим недостатком известных способов является низкая эффективность при применении в слабопроницаемых нефтематеринских коллекторах. Закачка в такие слабопроницаемые коллекторы значительно затруднена, что приводит к низким коэффициентам охвата и нефтеизвлечения. Тем не менее гелеобразующий состав может быть использован для кольматации трещин ГРП.

В предложенном изобретении решается задача повышения коэффициента охвата и нефтеотдачи нефтематеринских коллекторов.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтематеринских коллекторов управляемым гидроразрывом, включающем применение в скважинах для изоляции высокопроницаемых зон и трещин закачки смеси ПАВ, ПАА, сшивателя – ацетата хрома, наполнителя и воды, остановку скважины на технологическую выдержку, отбор продукции из скважин, согласно изобретению выбирают слабопроницаемый коллектор со средней абсолютной проницаемостью менее 2 мД, на котором бурят или используют уже пробуренные вертикальные и/или наклонно-направленные скважины, в каждой из данных скважин проводят первый ГРП, во время которого методом низкочастотной сейсмики фиксируют зону распространения трещин, затем в скважины с проведенным ГРП закачивают изоляционный состав со следующим соотношением компонентов, мас.%: ПАВ – 0,2-5,0, ПАА – 0,005-2,5, ацетат хрома – 0,01-1,0, наполнитель – 0,5-15,0, вода с минерализацией не более 1,5 г/л – остальное, после технологической выдержки в течение 1-10 сут и кольматации трещин первого ГРП закачанным изоляционным составом проводят в тех же скважинах второй ГРП, во время которого также методом низкочастотной сейсмики фиксируют зону распространения трещин, по полученным данным о распространении трещин после первого и второго ГРП принимают решение о проведении в данных скважинах последующих этапов закачки изоляционного состава и проведении ГРП, причем количество последующих ГРП определяют исходя из охвата коллектора зонами трещин ГРП в 360º в плане вокруг каждой скважины, после всех ГРП проводят обработку коллектора закачкой в каждую скважину растворителя изоляционного состава в объеме 0,8-2,0 от суммы объемов закачанных ранее изоляционных составов в данную скважину.

Сущность изобретения

Под нефтематеринскими здесь понимаются неоднородные слабопроницаемые коллекторы с проницаемостью, варьирующейся в пределах от нескольких единиц до нескольких сотен мкД (10-6 мкм2). Небольшие прослои коллектора также могут составлять несколько единиц мД (10-3 мкм2). Примером таких коллекторов могут служить доманиковые отложения на территории Республики Татарстан.

На нефтеотдачу нефтематеринских нефтяных коллекторов существенное влияние оказывает эффективность создаваемой системы разработки. Основным объектом воздействия для повышения нефтеотдачи является скелет породы – повышение его проницаемости. Для этого широкое применение нашли технологии ГРП. Для карбонатных коллекторов – кислотные ГРП. Однако существующие технические решения не в полной мере позволяют эффективно разрабатывать указанные коллекторы с достижением максимального охвата за счет ГРП. В предложенном изобретении решается задача повышения коэффициента охвата и нефтеотдачи нефтематеринских коллекторов.

Способ реализуют следующим образом.

На участке нефтематеринского слабопроницаемого коллектора, средняя абсолютная проницаемость которого составляет менее 2 мД, бурят или используют уже пробуренные вертикальные и/или наклонно-направленные скважины. В каждой из данных выбранных скважин проводят первый по одной из известных технологий ГРП, во время которого методом низкочастотной сейсмики фиксируют зону распространения трещин.

Как известно, трещины ГРП распространяются вдоль векторов максимальных напряжений коллектора. Поэтому для вертикальных и/или наклонно-направленных скважин трещины ГРП пойдут по обе стороны от ствола в зависимости от векторов напряжений, при этом в остальных направлениях коллектор останется не охваченным воздействием. Определить, куда пошли трещины ГРП, легче всего методом низкочастотной сейсмики, которая проводится в процессе ГРП. Для того чтобы создать трещины вокруг скважины во всех направлениях, необходимо предварительно изолировать уже созданные трещины. Поэтому после проведения первого ГРП в данные скважины закачивают изоляционный состав со следующим соотношением компонентов, мас.%:

- ПАВ – 0,2-5,0,

- ПАА – 0,005-2,5,

- ацетат хрома – 0,01-1,0,

- наполнитель – 0,5-15,0,

- вода с минерализацией не более 1,5 г/л – остальное.

В качестве наполнителя используют мел, тальк, древесную муку, глинопорошок, сломель и/или др. компоненты. Необходимость добавления наполнителя связано с достаточно высокой проницаемостью трещин ГРП.

Далее проводят технологическую выдержку в течение 1-10 сут. Согласно исследованиям указанное соотношение компонентов наиболее эффективно кольматирует трещины в большинстве коллекторов. Время схватывания состава не превышает 10 сут и зависит от температуры и пластового давления, однако при выдержке менее 1 сут состав не успевает загустеть до максимальной своей кондиции.

После кольматации трещин первого ГРП закачанным изоляционным составом проводят в тех же скважинах второй ГРП, во время которого также методом низкочастотной сейсмики фиксируют зону распространения трещин. Ввиду того что трещины первого ГРП были закольматированы, при втором ГРП трещины пойдут в другом направлении. По полученным данным о распространении трещин после первого и второго ГРП принимают решение о проведении в данных скважинах последующих этапов закачки указанного изоляционного состава для кольматации трещин и проведении ГРП. Количество последующих ГРП определяют исходя из охвата коллектора зонами трещин ГРП в 360º в плане вокруг каждой скважины.

После всех ГРП проводят обработку коллектора закачкой в каждую из данных скважин растворителя изоляционного состава в объеме по V=(0,8-2,0)·Q, где Q – сумма объемов закачанных ранее изоляционных составов в соответствующую скважину. Согласно исследованиям при объеме V<0,8·Q растворителя не хватает, чтобы растворить изоляционный состав в трещинах ГРП, а при V>2,0·Q закачка экономически не целесообразна. В качестве растворителя применяют воду, формамид, уксусную или муравьиную кислоты, диметилсульфоксид.

Далее скважины пускают в добычу. Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка нефтематеринского коллектора.

Результатом внедрения данного способа является повышение коэффициента охвата и нефтеотдачи нефтематеринских коллекторов.

Примеры конкретного выполнения способа

Пример 1. На участке нефтематеринского слабопроницаемого карбонатного коллектора, средняя абсолютная проницаемость которого составляет 2 мД, залегающего на глубине 1600 м с пластовой температурой 32ºС и пластовым давлением 15 МПа, мощностью 30 м, бурят пять наклонно-направленных скважин – пятиточечный элемент с расстоянием между скважинами 300 м. В каждой из данных скважин проводят первый кислотный ГРП по традиционной технологии с использованием 21%-ного раствора соляной кислоты. Во время ГРП методом низкочастотной сейсмики фиксируют зону распространения трещин. Для этого датчики размещают на дневной поверхности на расстоянии от скважины в радиусе до 1 км. Было выявлено, что направление трещин первого ГРП во всех скважинах северо-западно – юго-восточное.

После проведения первого ГРП во все пять скважин закачивают изоляционный состав со следующим соотношением компонентов, мас.%:

- ПАВ – 5,0,

- ПАА – 2,5,

- ацетат хрома – 1,0,

- наполнитель – 15,0,

- вода с минерализацией 1,5 г/л – остальное.

В качестве поверхностно-активного вещества используют водорастворимый ПАВ – НЕОНОЛ марки АФ9-12 с концентрацией 0,5%, в качестве полиакриламида – Alkoflood 1175, водный раствор ацетата хрома, являющийся сшивателем в данном составе, используют по ТУ 6-0200209912-7000. В качестве наполнителя используют древесную муку.

Далее проводят технологическую выдержку в течение 1 сут. После кольматации трещин первого ГРП закачанным изоляционным составом проводят в тех же пяти скважинах аналогичным образом второй ГРП, во время которого также методом низкочастотной сейсмики фиксируют зону распространения трещин. Было выявлено, что направление трещин второго ГРП во всех скважинах западно–восточное.

Принимают решение о необходимости проведении в данных пяти скважинах последующих этапов закачки указанного изоляционного состава и проведении ГРП. В результате направления трещин третьего ГРП северо–южное, четвертого ГРП северо-восточно – юго-западное.

В результате четырех ГРП с соответствующей закачкой изоляционного состава перед каждым ГРП, кроме первого, охват коллектора трещинами ГРП составил 360º в плане вокруг каждой из пяти скважин. Общий объем закачанного изоляционного состава в каждую скважину – Q=240-290 м3.

После всех ГРП проводят обработку коллектора закачкой в каждую из пяти скважин растворителя изоляционного состава с соответствующим объемом V=2,0·Q= 480-580 м3. В качестве растворителя применяют 7%-ную уксусную кислоту.

Далее центральную скважину пускают под нагнетание воды, а четыре окружающие скважины – в добычу. Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка нефтематеринского слабопроницаемого карбонатного коллектора.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Коллектор имеет иные геолого-физические характеристики. Используют одну пробуренную вертикальную скважину, на которой проводят два ГРП. В результате первого получают сеть трещин, охватывающих северо-западно – юго-восточное и северо-южное направления, а в результате второго ГРП – северо-восточно – юго-западное и восточно-западное направления. После проведения первого ГРП, в данную скважину закачивают изоляционный состав со следующим соотношением компонентов, мас.%: ПАВ – 0,2, ПАА – 0,005, ацетат хрома – 0,01, наполнитель – 0,5, вода с минерализацией 1 г/л – остальное. В качестве наполнителя используют мел. После закачки проводят технологическую выдержку в течение 10 сут. Общий объем закачанного изоляционного состава в данную скважину составил Q=120 м3. После двух ГРП проводят обработку коллектора закачкой растворителя изоляционного состава в объеме V=0,8·Q=96 м3. Затем скважину пускают в добычу.

В результате разработки участка, которую ограничили достижением обводненности скважин 98%, было добыто 424,6 тыс. т нефти, коэффициент охвата составил 0,623 д. ед., коэффициент нефтеизвлечения (КИН) – 0,193 д. ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 290,4 тыс. т нефти, коэффициент охвата составил 0,425 д. ед., КИН – 0,132 д. ед. Прирост коэффициента охвата по предлагаемому способу – 0,198 д. ед., КИН – 0,061 д. ед.

Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициенты охвата и нефтеизвлечения нефтематеринских слабопроницаемых коллекторов за счет применения управляемого ГРП.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения коэффициента охвата и нефтеотдачи нефтематеринских коллекторов.

Способ разработки нефтематеринских коллекторов управляемым гидроразрывом, включающий применение в скважинах для изоляции высокопроницаемых зон и трещин закачки смеси поверхностно-активных веществ – ПАВ, полиакриламида – ПАА, сшивателя – ацетата хрома, наполнителя и воды, остановку скважины на технологическую выдержку, отбор продукции из скважин, отличающийся тем, что выбирают слабопроницаемый коллектор со средней абсолютной проницаемостью менее 2 мД, на котором бурят или используют уже пробуренные вертикальные и/или наклонно-направленные скважины, в каждой из данных скважин проводят первый гидравлический разрыв пласта – ГРП, во время которого методом низкочастотной сейсмики фиксируют зону распространения трещин, затем в скважины с проведенным ГРП закачивают изоляционный состав со следующим соотношением компонентов, мас.%: ПАВ – 0,2-5,0, ПАА – 0,005-2,5, ацетат хрома – 0,01-1,0, наполнитель – 0,5-15,0, вода с минерализацией не более 1,5 г/л – остальное, после технологической выдержки в течение 1-10 сут и кольматации трещин первого ГРП закачанным изоляционным составом проводят в тех же скважинах второй ГРП, во время которого также методом низкочастотной сейсмики фиксируют зону распространения трещин, по полученным данным о распространении трещин после первого и второго ГРП принимают решение о проведении в данных скважинах последующих этапов закачки изоляционного состава и проведении ГРП, причем количество последующих ГРП определяют исходя из охвата коллектора зонами трещин ГРП в 360º в плане вокруг каждой скважины, после всех ГРП проводят обработку коллектора закачкой в каждую скважину растворителя изоляционного состава в объеме 0,8-2,0 от суммы объемов закачанных ранее изоляционных составов в данную скважину.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к методикам вскрытия пласта и, в частности, к оптимизации расположения интервалов разрыва на основании минералогического анализа пласта. Техническим результатом является повышение эффективности создания трещин в пласте и увеличение продуктивности скважины.

Изобретение относится к частицам расклинивающего наполнителя для гидравлического разрыва подземного пласта. Способ изготовления частиц расклинивающего наполнителя включает изготовление суспензии керамического сырьевого материала, включающей реагент, содержащий полисахарид, характеризующейся содержанием твердой фазы приблизительно от 25 до 75 вес.%, формирование капель суспензии пропусканием суспензии через сопло при подвергании ее вибрации, при скорости пропускания приблизительно от 0,2 до 3 кг/ч, приведение капель суспензии в контакт с поверхностью жидкости, содержащей коагулянт, извлечение капель из жидкости, высушивание капель с образованием отформованных гранул и спекание гранул в температурном интервале с формированием частиц расклинивающего наполнителя.

Изобретение относится к жидкостям для бурения и обслуживания скважин. Способ обработки зоны подземного пласта, вскрытого с помощью буровой скважины, включает использование маслянистой сшивающей жидкой композиции, содержащей маслянистую жидкость, суспендирующий агент, представляющий собой глину или филлосиликатный материал, поверхностно-активное вещество и борсодержащий сшивающий агент, где маслянистая жидкость представляет собой углеводородное масло с температурой вспышки 70°C - 300°C и содержит 0,1% от максимальной массы ароматических углеводородов, выбранных из бензола, толуола, этилбензола и м-, о- и п-ксилолов (ВТЕХ) и алкилзамещенных бензольных компонентов, получение жидкости для обработки пласта, состоящей из воды, гелеобразующего агента и маслянистой сшивающей жидкой композиции, и введение указанной жидкости для обработки пласта в зону внутри буровой скважины, вскрывающей подземный пласт, маслянистая сшивающая жидкая композиция содержит от 0 до менее 5 ppb бензола, от 0 до менее 1000 ppb толуола, от 0 до менее 700 ppb этилбензола, и от 0 до менее 10000 ppb ксилола, и от 0 до менее 1000 ppb алкилзамещенных бензольных компонентов, включая С2- и С3-бензолы, определенных с применением метода испытаний ЕРА SW 8260.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для гидроразрыва подземного пласта. Для создания в расклиненных трещинах стабилизированных каналов высокой проводимости в ствол скважины сначала закачивают первую гидроразрывную жидкость, не содержащую частиц проппанта, а затем вторую гидроразрывную жидкость, представляющую собой суспензию частиц проппанта.

Группа изобретений относится к интенсификации скважин, вскрывающих подземные пласты, а более конкретно к гидроразрывной интенсификации с помощью введения в гидроразрыв проппанта для формирования зон с низким сопротивлением для добычи углеводородов.

Изобретение относится к горной промышленности и предназначено для вскрытия продуктивных пластов в нефтяных и газовых скважинах при буровзрывных работах. Устройство для обработки призабойной зоны скважины содержит корпусный или бескорпусный перфоратор в обсадной колонне с кумулятивным и газогенерирующим зарядом из твердого топлива, совмещенного с кислотным реагентом.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для определения интервалов между трещинами в скважинах, дающих углеводородный флюид. Способ включает получение размера первой трещины, выбираемого из наименьшей длины или высоты первой трещины, и ожидаемый размер второй трещины выбирают из наименьшей ожидаемой длины или ожидаемой высоты второй трещины, подлежащей образованию.

Группа изобретений относится к добыче нефти и газа. Технический результат - высокая способность к гидролизу при низкой температуре реагента жидкости, применяемой при бурении и обработке пласта.

Изобретение относится к расклинивающим наполнителям и способам их создания. Описывается множество керамических расклинивающих наполнителей, где наполнители являются монодисперсными с распределением, являющимся распределением 3-сигма или ниже с шириной общего распределения 5% или менее от среднего размера частиц, а также другие варианты указанных наполнителей, способы изготовления этих расклинивающих наполнителей и способы использования этих расклинивающих наполнителей в извлечении углеводородов.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для отслеживания трещин в процессе гидроразрыва пласта. Предложены система, способ и носитель данных, используемые для анализа микросейсмических данных, собранных при гидравлическом разрыве пласта в подземной зоне.

Изобретение относится к области добычи углеводородов, более конкретно к соединительным элементам, предназначенным для стыковки изолированных кабелей и/или вводных кабелей, используемых для нагрева пластов.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно к волновой технологии совмещенного воздействия на продуктивные пласты с применением горизонтальных скважин.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, а именно к проблеме повышения эффективности разработки нефтяных оторочек и подгазовых зон газонефтяных, нефтегазовых и нефтегазоконденсатных залежей, с предшествовавшим периодом добычи газа из газовой или газоконденсатной шапки или без такового.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке горизонтальными скважинами неоднородных терригенных или карбонатных нефтяных залежей.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использована для одновременно-раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов скважины с электропогружным насосом с применением акустического воздействия на пластовый флюид в нефтяной скважине.

Изобретение относится к области нефтедобычи и, в частности, к методам кислотной обработки призабойной зоны пласта с последующим вводом скважины в эксплуатацию. Способ также может быть применен при капитальном ремонте скважин и, в частности, при очистке каналов продуктивного пласта.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтегазоконденсатных месторождений. Технический результат - повышение нефтеотдачи месторождений за счет продления срока эксплуатации нефтяных скважин в подгазовых зонах.

Группа изобретений относится к скважинному инструменту для использования в нефтяных и газовых скважинах и, более конкретно, к оборудованию заканчивания с окнами, которое можно использовать для гидроразрыва пласта в многозонных скважинах.

Группа изобретений относится к области нефтяной и газовой промышленности для интенсификации притока нефти. Способ включает доставку и размещение в горизонтальном окончании скважины устройства, оснащенного накопительным блоком электроэнергии, излучателем с двумя электродами, которые замыкаются по команде оператора калиброванной металлической проволокой, что приводит к ее взрыву и образованию направленной, точечной ударной волны высокого давления, распространяющейся радиально от заданных точек горизонтального ствола скважины с целью увеличения проницаемости призабойной зоны рабочих участков горизонтального ствола.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежей высоковязкой нефти с водонефтяными зонами небольшой толщины.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может найти применение при разработке газонефтяных залежей, где добыча нефти сопряжена с высоким риском прорыва газа из газовой шапки. Технический результат - интенсификация добычи нефти и возможность контроля за перемещением газонефтяного контакта для уменьшения интенсивности конусообразования газа из газовой шапки при разработке подгазовых оторочек нефти. По способу осуществляют бурение горизонтальных добывающих скважин. В горизонтальном участке нефтедобывающих скважин устанавливают заколонные пакеры и автономные или регулируемые устройства контроля притока с созданием в нефтенасыщенном интервале не менее 3-х изолированных друг от друга секций. Дополнительно в нефтяной оторочке бурят нагнетательные горизонтальные скважины. Через них до начала работы нефтедобывающих скважин осуществляют закачку нагнетательного агента для создания в области добычи нефти давления выше начального пластового. Этим формируют основной приток флюида в нефтедобывающие скважины по латеральному направлению. Добычу газа производят через одну или несколько горизонтальных скважин в газовой шапке, расположенных под углом или перпендикулярно нефтедобывающим скважинам. Добычу осуществляют в объемах, которые позволяют создать в газовой шапке воронку депрессии над районом добычи жидких флюидов в нефтяной части в районе нефтедобывающих скважин. Этим поддерживают стабильность газонефтяного контакта с отсрочкой времени формирования конуса газа. В конструкции газовых скважин предусматривают глухие вставки, расположенные над нагнетательными скважинами, длиной не менее одного расстояния между нефтедобывающей и нагнетательной скважинами, предотвращающие добычу флюидов в этих интервалах. 2 з.п. ф-лы, 4 ил., 2 табл.
Наверх