Способ разработки нефтяного месторождения

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений заводнением продуктивных пластов. Технический результат - повышение эффективности заводнения за счет регулирования проницаемости высокопроницаемых каналов, изменения направлений фильтрационных потоков путем закачки в нагнетательные скважины оторочек реагентов оптимального объема, выравнивания фронта вытеснения и подключения остаточной нефти. По способу определяют текущий коэффициент извлечения нефти - КИН пласта и объем высокопроницаемых каналов пласта. В нагнетательные скважины осуществляют закачку оторочек реагентов в необходимом объеме. При величине текущего КИН меньше 0,25 проектного КИН суммарный объем закачки оторочек реагентов принимают не более 0,1 объема высокопроницаемых каналов пласта. При этом в качестве оторочек реагентов в нагнетательные скважины закачивают оторочки эмульсионных систем или оторочки растворов щелочных агентов, или поверхностно-активных веществ - ПАВ, или полимеров, или углеводородных растворителей. При величине текущего КИН от 0,25 до 0,5 проектного КИН суммарный объем закачки оторочек реагентов принимают от 0,1 до 0,5 объема высокопроницаемых каналов пласта. В качестве оторочек реагентов в нагнетательные скважины закачивают оторочки щелочных агентов, или ПАВ, или полимеров, или осадко-гелеобразующих композиций, или дисперсных систем, или полимеров с дисперсными наполнителями. При величине текущего КИН больше 0,5 проектного КИН суммарный объем закачки оторочек реагентов принимают от 0,5 до 1,5 объема высокопроницаемых каналов пласта. В качестве оторочек реагентов в нагнетательные скважины последовательно закачивают раствор щелочного агента, раствор ПАВ и раствор полимера, или вязкие эмульсионные составы с дисперсными наполнителями, или углеводородные растворители с добавкой ПАВ. 5 з.п. ф-лы, 1 табл., 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений заводнением продуктивных пластов.

Известен способ разработки неоднородной залежи нефти, включающий закачку в залежь через нагнетательные скважины вначале оторочки пресной воды, затем - оторочки смеси каустической соды и полимера. После этого каждые 3-4 месяца повторяют закачку смеси соды и полимера. Объем закачки щелочно-полимерного раствора принимают в объеме 0,15-0,2 объема пор залежи нефти, продавку оторочек каждый раз осуществляют оторочками пресной воды (RU 2358098 С2, 10.06.2009). Недостатками способа являются необходимость закачивать очень большие объемы пресной воды (100-150 м3 на 1 м эффективной нефтенасыщенной толщины) и щелочно-полимерного раствора, низкая поверхностная активность растворов каустической соды, невысокая эффективность при обработке залежей с малоактивной нефтью.

Известен способ разработки нефтяного пласта, заключающийся в закачке через нагнетательную скважину в пласт с малоактивной нефтью оторочки смеси щелочи и неионогенного поверхностно-активного вещества, остановку скважины на время, достаточное для получения максимального значения коэффициента нефтевытеснения, достигнутого в результате процесса капиллярной пропитки, последующую закачку полимерного раствора с переходом на обычное заводнение (RU 2070282 С1, 10.12.1996).

Недостатком способа является необходимость останавливать нагнетательную скважину на длительное время для проведения процесса капиллярной пропитки, что может отрицательно сказаться на состоянии разработки участка внедрения.

Наиболее близким к предлагаемому способу является способ разработки нефтяной залежи, включающий последовательную закачку в пласт гелеобразующей, осадкообразующей композиции и продавливание ее в пласт (RU 2309248 С2, 27.10.2007).

При разработке нефтяной залежи, представленной трещиновато-пористым коллектором карбонатного пласта, выполняют геофизические и гидрогеологические исследования, уточняют распространение продуктивных толщин пласта по площади залежи, определяют объем закачиваемых композиций в зависимости от объема порового пространства. Закачку гелеобразующей и осадкообразующей композиций осуществляют в объеме, равном объему трещин и каверн.

В качестве гелеобразующих используют полимерные композиции, а в качестве осадкообразующих - щелочно-полимерные композиции. Для высокоприемистых скважин в гелеобразующую композицию дополнительно вводят наполнитель - соломель, глинопорошок, мел или древесную муку. Закачка гелеобразующей композиции приводит к заполнению пор и каверн пласта прочным гелем, который для скважин с приемистостью не менее 400 м3/сут содержит до 30 мас. % наполнителя. После увеличения давления закачки на 10-20% закачивают осадкообразующую композицию, которая способствует дополнительному структурированию геля. В результате увеличивается охват пласта заводнением, повышается коэффициент нефтеотдачи пласта.

Недостатком способа является необходимость закачки в пласт большого объема реагентов, равного объему трещин и каверн в межскважинном пространстве без учета текущего состояния разработки залежи. В результате может произойти вынос реагентов в добывающие скважины и нарушение работы подземного насосного оборудования.

Также недостатками являются невысокая поверхностная активность щелочно-полимерной композиции, техническая сложность реализации способа, обусловленная необходимостью закачивать оторочки гелеобразующей композиции различной концентрации в зависимости от роста давления закачки и необходимость остановки нагнетательной скважины на технологическую выдержку в течение 1-3 суток.

Целью предлагаемого изобретения является повышение эффективности заводнения, достигаемое в результате регулирования проницаемости высокопроницаемых каналов путем закачки щелочных, гелеобразующих и осадкообразующих реагентов и изменения направлений фильтрационных потоков путем закачки ПАВ-содержащих и углеводородосодержащих реагентов.

Поставленная цель достигается предлагаемым способом разработки нефтяного месторождения, включающим проведение трассерных исследований для определения объема высокопроницаемых каналов пласта и закачку в пласт через нагнетательные скважины оторочек реагентов оптимального объема.

Новым является то, что оптимальный объем закачки реагентов определяют по результатам трассерных исследований с учетом текущего коэффициента нефтеизвлечения, а дальнейшая закачка трех оторочек реагентов осуществляется последовательно равными объемами, при этом последующие оторочки усиливают действие предыдущих.

Сущность предлагаемого способа состоит в том, что в нагнетательную скважину закачивают индикаторную жидкость, отбирают пробы жидкости из окружающих добывающих скважин, определяют в них содержание индикатора и рассчитывают объем каналов фильтрации между нагнетательной и контрольными добывающими скважинами. С привлечением методов геолого-гидродинамического моделирования рассчитывают текущий коэффициент извлечения нефти (КИН) и определяют оптимальный объем закачки реагентов следующим образом (коэффициенты в формулах расчета объема закачки реагентов подобраны на основании отечественного и мирового опыта промыслового применения реагентов для повышения нефтеотдачи пластов):

После чего проводят закачку в нагнетательную скважину равных по объему оторочек реагентов, суммарный объем которых определяется по таблице 1, затем продолжают нагнетание воды.

Добыча нефти с применением заводнения широко распространена на месторождениях Российской Федерации и является основным способом разработки нефтяных залежей. При закачке в нефтяные пласты воды в процессе вытеснения нефти образуются водопромытые области, содержащие значительные остаточные запасы нефти. В случае разработки неоднородных по проницаемости и/или трещиноватых пластов и пластов, содержащих высоковязкую нефть, могут происходить кинжальные прорывы воды, приводящие к быстрому обводнению добывающих скважин и снижению КИН. Для того чтобы эффективно управлять заводнением необходимо знать объем заводненной части пласта, который наиболее точно определяется с помощью трассерных исследований. При этом знание текущего КИН необходимо для определения оптимального объема закачки реагентов для регулирования процесса заводнения.

Известно, что различные стадии разработки нефтяных месторождений характеризуются различными значениями текущего КИН и требуют различных подходов в воздействии на пласт.

На начальных стадиях разработки, после организации системы поддержания пластового давления (ППД), при низком текущем КИН (до 0,25 проектного КИН), даже при высоких объемах каналов фильтрации определенных трассерными исследованиями (могут наблюдаться, например, в трещиновато-пористых коллекторах или при наличии «суперколлектора») закачка больших объемов реагентов для регулирования заводнения путем изменения направлений потоков фильтрации может привести к необратимому блокированию подвижных запасов нефти. Поэтому объем закачки реагентов в данном случае должен составлять не более 0,1 от объема каналов фильтрации между нагнетательной и добывающими скважинами на участке работ. В качестве технологий для регулирования заводнения в данном случае применяют закачку в пласт эмульсионных систем, растворов щелочей, ПАВ, полимеров, углеводородных растворителей.

В случае если текущий КИН составляет от 0,25 до 0,5 проектной величины, что соответствует третьей стадии разработки месторождений, в нефтяных пластах в результате закачки большого объема воды и наличия неоднородности коллекторов по своим фильтрационно-емкостным свойствам (ФЕС) формируется неравномерный по распространению фронт вытеснения, в результате чего остаются невыработанными отдельные участки пластов с худшими ФЕС по сравнению с соседними участками. Объем закачки оторочек реагентов в этом случае должен быть не более половины объема каналов фильтрации на участке работ, так как большой объем, как и в предыдущем случае, может привести к потере подвижных запасов нефти, а слишком маленький - не позволит эффективно воздействовать на фронт вытеснения.

В качестве технологий регулирования заводнения на этой стадии разработки применяют последовательную закачку щелочей, ПАВ и полимеров; закачку осадко-гелеобразующих композиций, дисперсных систем.

На четвертой, заключительной стадии разработки месторождений, характеризующейся высоким текущим КИН (более 0,5 проектного значения) и обширными водопромытыми зонами, для доизвлечения остаточных запасов необходимо закачивать большие объемы реагентов, составляющие от 0,5 до 1,5 объема каналов фильтрации на участке. Реагенты должны обладать высокими нефтеотмывающими свойствами, необходимыми для мобилизации рассредоточенной по объему пласта остаточной нефти и формированию нефтяного вала, а также повышенной вязкостью для продвижения вала нефти к добывающим скважинам. Это может быть закачка дисперсных эмульсионных составов, закачка углеводородных растворителей с добавкой ПАВ, поверхностно-активные полимерные системы и др. технологии, обладающие комплексными (нефтеотмывающими и нефтевытесняющими) свойствами.

В одной из модификаций технологии нефтеотдачи комплексного действия на четвертой стадии разработки используют последовательную закачку в пласт равных объемов растворов щелочного агента, поверхностно-активного вещества анионного типа (АПАВ) и полимера. Суммарный объем закачки реагентов составляет 0,5-1,5 объема каналов фильтрации.

В результате первоначальной закачки щелочного агента образуются анионактивные ПАВ (от взаимодействия щелочи и нефтяных кислот), которые адсорбируются на породе. Поэтому в закачиваемой следом за щелочным агентом оторочке рабочего раствора АПАВ его активная концентрация не снижается в течение длительного времени, что позволяет закачивать меньший объем дорогостоящего реагента, работающего на доотмыв остаточной нефти. Предварительная прокачка щелочного агента приводит к удалению из пластовой воды катионов щелочноземельных металлов, которые выпадают в виде нерастворимых мелкодисперсных осадков, частично снижая проницаемость водопромытых зон. Удаление катионов щелочноземельных металлов необходимо еще и потому, что при взаимодействии с АПАВ они переводят последние в малорастворимую форму.

На фиг. 1 показана адсорбция полиакриламида (ПАА) на поверхности породы пласта БС12 одного из месторождений Западной Сибири (поз. 1 - прокачка оторочки раствора ПАА (СПАА=0,2% мас.); поз. 2 - прокачка оторочки раствора ПАА после обработки породы растворами карбоната натрия (CNa2CO3=1,5% мас.) и АПАВ (сульфанол, САПАВ=3% мас.). Видно, что после предварительной прокачки через модель пласта щелочного агента (карбоната натрия) и АПАВ, адсорбция ПАА ниже (фиг. 1, поз. 2), чем в случае прокачки ПАА через модель без предварительной обработки (фиг. 1, поз. 1), т.е. кроме сокращения расхода АПАВ сокращается и непроизводительный расход ПАА.

Закачка раствора полимера на последней стадии необходима для регулирования подвижности нагнетаемой воды, предотвращения размыва оторочки раствора АПАВ нагнетаемой водой и создания равномерного фронта вытеснения.

В качестве щелочного агента можно применять водные растворы гидроксидов или карбонатов щелочных металлов, фосфаты щелочных металлов концентрацией 1,0-2,5 мас. %.

В качестве ПАВ в технологии применяют водный раствор АПАВ, например сульфанол или алкилкарбоксилаты щелочных металлов, концентрация АПАВ в растворе 1,0-3,0 мас. %.

В качестве полимеров применяют водорастворимые полимеры: полиакриламид, карбоксиметилцеллюлозу с концентрацией 0,1-0,5 мас. %.

Эффективность указанной последовательности закачки реагентов проверена экспериментально на керновом материале пластов БС10 и БС12 двух длительно разрабатываемых месторождений Западной Сибири по величине прироста вытеснения нефти. На фиг. 2 показано сопоставление эффективности довытеснения остаточной нефти при испытании индивидуальных компонентов и комплексного состава технологии на моделях пластов БС10 и БС12 Приведенные результаты показывают, что после последовательной закачки растворов карбоната натрия, АПАВ и полимера, прирост коэффициента вытеснения выше, чем при индивидуальной прокачке через модели пластов каждого из реагентов.

В промысловых условиях способ реализуется следующим образом.

Пример. Участок пласта БС1 месторождения, выбранного для испытаний способа разработки, характеризуется общей толщиной пласта 10,4 м, эффективной нефтенасыщенной толщиной 7,4 м, расчлененностью 2,0. Пористость на участке 23%, проницаемость 300,5 мД, вязкость нефти в пластовых условиях 3,6 мПа*с, пластовая температура 68°С.

Участок находится на завершающей стадии разработки, характеризуется падающей добычей нефти, высокими обводненностью (более 97%) и выработкой запасов - текущий КИН - 55% при проектном значении 58%.

Трассерные исследования, проведенные на двух нагнетательных скважинах пласта БС1, показали наличие обширных водопромытых зон суммарным объемом от скважины №1 - 4750 м3, от скважины №2 - 8800 м3. Учитывая высокий текущий КИН, составляющий 0,94 проектного КИН, было принято решение закачать в скважину №1 три равные оторочки реагентов суммарным объемом 3900 м3, а в скважину №2 - суммарным объемом 7500 м3.

В качестве щелочного агента (первая оторочка) использовали раствор карбоната натрия с концентрацией 1,5 мас. %, в качестве АПАВ (вторая оторочка) - раствор сульфанола с концентрацией 2 мас. %, в качестве полимера (третья оторочка) - раствор ПАА FP-307 с концентрацией 0,2 мас. %. После закачки всего запланированного объема реагентов в скважины возобновляли нагнетание воды.

После закачки реагентов анализ основных технологических параметров работы реагирующих скважин участка показал, что отмечается увеличение дебита нефти и снижение, либо стабилизация обводненности, что подтверждается данными замеров. Это указывает на то, что действительно после закачки в нагнетательные скважины №1 и 2 оторочек реагентов произошло формирование вала остаточной нефти и его продвижение к добывающим скважинам. Продолжительность эффекта составила более 13 месяцев.

1. Способ разработки нефтяного месторождения, включающий закачку оторочек реагентов оптимального объема через нагнетательные скважины с предварительной закачкой в нагнетательные скважины индикаторной жидкости, определение текущего коэффициента извлечения нефти - КИН пласта и объема высокопроницаемых каналов пласта, отличающийся тем, что закачку в нагнетательные скважины оторочек реагентов производят в следующем объеме: при величине текущего КИН меньше 0,25 проектного КИН, оптимальный суммарный объем закачки оторочек реагентов составляет не более 0,1 объема высокопроницаемых каналов пласта, а в качестве оторочек реагентов в нагнетательные скважины закачивают оторочки эмульсионных систем или оторочки растворов щелочных агентов, или поверхностно-активных веществ - ПАВ, или полимеров, или углеводородных растворителей; при величине текущего КИН от 0,25 до 0,5 проектного КИН, оптимальный суммарный объем закачки оторочек реагентов составляет от 0,1 до 0,5 объема высокопроницаемых каналов пласта, а в качестве оторочек реагентов в нагнетательные скважины закачивают оторочки щелочных агентов или ПАВ, или полимеров, или осадко-гелеобразующих композиций, или дисперсных систем, или полимеров с дисперсными наполнителями; при величине текущего КИН больше 0,5 проектного КИН, оптимальный суммарный объем закачки оторочек реагентов составляет от 0,5 до 1,5 объема высокопроницаемых каналов пласта, а в качестве оторочек реагентов в нагнетательные скважины последовательно закачивают раствор щелочного агента, раствор ПАВ и раствор полимера, или вязкие эмульсионные составы с дисперсными наполнителями, или углеводородные растворители с добавкой ПАВ.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве щелочного агента используют соли щелочных металлов и угольной кислоты, например карбонат натрия.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве щелочного агента используют соли щелочных металлов и фосфорной кислоты, например тринатрийфосфат.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве щелочного агента используют гидроксиды щелочных металлов, например гидроксид натрия.

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве ПАВ используют анионактивные ПАВ, например сульфанол или алкилкарбоксилаты щелочных металлов.

6. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве полимера используют водорастворимые полимеры, например полиакриламид или карбоксиметилцеллюлозу.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано для учета дебитов продукции нефтяных скважин как передвижными, так и стационарными измерительными установками, оснащенными кориолисовыми расходомерами-счетчиками и поточными влагомерами.

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин, а именно к определению профиля притока добываемого флюида в многопластовых скважинах с несколькими интервалами перфорации.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при проведении газогидродинамических исследований и эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтяных скважин.

Предлагаемое изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для исследования горизонтальных скважин и выполнения в них водоизоляционных и ремонтно-исправительных работ.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может применяться для исследования газогидродинамических процессов, происходящих в скважинах газоконденсатных месторождений.

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано при проведении газодинамических исследований (ГДИ) скважин на месторождениях с низкими фильтрационно-емкостными свойствами.

Изобретение относится к способам измерения обводненности скважинной нефти. Технический результат заключается в обеспечении более качественного расслоения скважинной продукции на нефть и воду без долговременной остановки работы глубинного насоса.

Предлагаемое изобретение относится к скважинной добыче нефти, может быть использовано на всех предприятиях нефтедобывающей промышленности. Способ заключается в том, что в межтрубном пространстве скважины на устье скважины устанавливают стационарный датчик давления с регистрацией его показаний в постоянном режиме времени.

Изобретение относится к области гидродинамических исследований и может быть использовано при исследованиях действующих нефтяных и газовых скважин малой производительности.

Изобретение относится к горному делу, преимущественно к угольной промышленности, и может быть использовано для обеспечения безопасности при подземной разработке газоносных угольных пластов.
Изобретение относится к способу извлечения битума из битуминозных песков. Способ извлечения битума включает стадию обработки битуминозных песков с помощью простого эфирамина гликоля, где обработка предназначена для битуминозных песков, извлеченных с помощью добычи на поверхности или добычи in situ, причем простой эфирамин гликоля имеет следующую структурную формулу: R-(OC2H4)x-NH2 или R-(OCH2CH(CH3))y-NH2, где R представляет собой С1-C6 алкильную или фенильную группу и x и y независимо равны 1-3.

Изобретение относится к способу добычи и отделения нефти. Способ добычи нефти, в котором пропускают минерализованную исходную воду, имеющую общее содержание растворенных твердых веществ («TDS») больше, чем 5000 ч/млн, через ионный фильтр для образования обработанной воды, имеющей пониженную степень минерализации по сравнению с исходной водой, при этом часть исходной воды не проходит через ионный фильтр с образованием ретентата, имеющего повышенную степень минерализации по сравнению с исходной водой, используют по меньшей мере часть обработанной воды, имеющей пониженную степень минерализации, в качестве водной текучей среды, имеющей ионную силу не более 0,15 моль/л и общее содержание растворенных твердых веществ от 200 до 10000 ч/млн, вводимой внутрь нефтеносного пласта, добывают нефть и воду из пласта после введения водной текучей среды внутрь пласта, смешивают деэмульгатор и соляной раствор, имеющий общее содержание растворенных твердых веществ больше, чем 10000 ч/млн, с по меньшей мере частью нефти и воды, добытых из пласта, и отделяют нефть от смеси нефти, воды, деэмульгатора и солевого раствора, причем по меньшей мере часть ретентата используют в качестве по меньшей мере части указанного соляного раствора.

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

Изобретение относится к интенсификации притока в скважину для увеличения нефтегазодобычи. В способе борьбы с фильтрационными потерями в формации, содержащем закачивание водной жидкости, содержащей эмульсию, стабилизированную поверхностно-активным веществом и имеющую внутреннюю битумную фазу, в формации происходит обращение битумной эмульсии путем прибавления агента-инициатора обращения эмульсии.

Изобретение относится к добыче нефти третичными методами. Способ добычи нефти, в котором водный нагнетаемый агент, содержащий, по меньшей мере, растворимый в воде (со)полимер полиакриламида - ПАА, растворенный в жидкости на водной основе, закачивают через по меньшей мере одну нагнетательную скважину в нефтеносное отложение, а сырую нефть извлекают из отложения через по меньшей мере одну эксплуатационную скважину, причем способ, по меньшей мере, предусматривает следующие стадии: обеспечения жидкой дисперсионной полимерной композиции, по меньшей мере, содержащей, мас.%: 20-59,9 органической гидрофобной жидкости с температурой кипения более 100°С, 40-79,9 частиц по меньшей мере одного растворимого в воде (со)полимера ПАА со средним размером частиц от 0,4 мкм до 5 мкм, диспергированных в органической жидкости, где растворимый в воде (со)полимер ПАА содержит 30-100% по массе акриламидных звеньев относительно общего количества всех мономерных звеньев в (со)полимере и характеризуется среднемассовой молекулярной массой Mw от 5000000 г/моль до 30000000 г/моль, и 0,1-10 по меньшей мере двух поверхностно-активных веществ - ПАВ (С), где ПАВ (С) содержат 0,05-5% по массе по меньшей мере одного ПАВ (С1), способного стабилизировать эмульсии «вода в масле», и 0,05-5% по массе по меньшей мере одного ПАВ (С2), способного стабилизировать дисперсию, содержание воды в жидкой дисперсионной полимерной композиции составляет менее 10% по массе и количества каждого компонента жидкой дисперсионной полимерной композиции представлены на основе общего количества всех ее компонентов, добавления по меньшей мере одного активирующего ПАВ (D) в жидкую дисперсионную полимерную композицию, причем ПАВ (D) отлично от ПАВ (С) и имеет показатель ГЛБ более 9, смешивания жидкой дисперсионной полимерной композиции, содержащей по меньшей мере одно активирующее ПАВ (D), с жидкостью на водной основе, таким образом получая водный нагнетаемый агент, содержащий по меньшей мере один (со)полимер ПАА, растворенный в нем, где концентрация (со)полимера ПАА в нагнетаемом агенте составляет 0,05-0,5% по массе на основе общего количества всех компонентов нагнетаемого агента, и закачивания водного нагнетаемого агента, полученного таким образом, в нефтеносное отложение.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородного нефтяного пласта микробиологическим воздействием. Технический результат - увеличение охвата пласта за счет блокирования высокопроницаемых зон пласта и вовлечения в разработку низкопроницаемых, ранее неохваченных пропластков, увеличение нефтеотдачи пласта и снижение обводненности добывающих скважин, а также расширение технологических возможностей способа.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к технике добычи нефти механизированным способом. Технический результат – повышение эффективности работы малодебитной скважины в условиях снижающейся продуктивности пласта за счет оптимизации параметров работы насосной установки, увеличения ее дебита и снижения риска срывов подачи при снижении притока.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Способ включает установку в скважину высокопрочных НКТ, отклонителя с проходящим в нем внутренним каналом, привязкой и возможной ориентацией его в пространстве в интервале нижнего уровня проводки боковых стволов, герметизацию устья скважины, установку внутрискважинного оборудования, состоящего из гидромониторной насадки, узла управления траекторией ствола, навигационной системы, рабочих гибких НКТ, устройства перераспределения потока, обратного клапана, подающих гибких НКТ, подачу жидкости в межколонное пространство НКТ/гибкие НКТ, перемещение гидромониторной насадки через герметизирующее устройство.

Группа изобретений относится к области нефтегазодобывающей промышленности, в частности к технологии очистки призабойной зоны горизонтальной скважины и для интенсификации добычи скважины.

Изобретение относится к области добычи углеводородов и, в частности, к добыче углеводородов в пластах с относительно низкой проницаемостью. Технический результат - повышение проницаемости пластов.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, и направлено на увеличение нефтеотдачи месторождений с карбонатными и терригенными коллекторами с повышенным содержанием карбонатов. Технический результат - повышение эффективности выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин за счет усиления сцепления горной породы с полимером и соответственно повышения фактора остаточного сопротивления. В способе выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин в карбонатных и терригенных коллекторах с повышенным содержанием карбонатов, включающем закачку в нагнетательную скважину водного раствора сшивающегося полимерного состава, содержащего полиакриламид с молекулярной массой от 5 до 15 миллионов и степенью гидролиза 5-30% и ацетат хрома, и добычу нефти через добывающие скважины, до закачки указанного раствора закачивают на минимальной скорости оторочку водного раствора ацетата хрома с концентрацией не выше 0,1% в объеме, равном объему указанного раствора, а после закачки указанного раствора закачивают воду для проталкивания его на требуемую глубину и оставляют скважину на реакцию. 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений заводнением продуктивных пластов. Технический результат - повышение эффективности заводнения за счет регулирования проницаемости высокопроницаемых каналов, изменения направлений фильтрационных потоков путем закачки в нагнетательные скважины оторочек реагентов оптимального объема, выравнивания фронта вытеснения и подключения остаточной нефти. По способу определяют текущий коэффициент извлечения нефти - КИН пласта и объем высокопроницаемых каналов пласта. В нагнетательные скважины осуществляют закачку оторочек реагентов в необходимом объеме. При величине текущего КИН меньше 0,25 проектного КИН суммарный объем закачки оторочек реагентов принимают не более 0,1 объема высокопроницаемых каналов пласта. При этом в качестве оторочек реагентов в нагнетательные скважины закачивают оторочки эмульсионных систем или оторочки растворов щелочных агентов, или поверхностно-активных веществ - ПАВ, или полимеров, или углеводородных растворителей. При величине текущего КИН от 0,25 до 0,5 проектного КИН суммарный объем закачки оторочек реагентов принимают от 0,1 до 0,5 объема высокопроницаемых каналов пласта. В качестве оторочек реагентов в нагнетательные скважины закачивают оторочки щелочных агентов, или ПАВ, или полимеров, или осадко-гелеобразующих композиций, или дисперсных систем, или полимеров с дисперсными наполнителями. При величине текущего КИН больше 0,5 проектного КИН суммарный объем закачки оторочек реагентов принимают от 0,5 до 1,5 объема высокопроницаемых каналов пласта. В качестве оторочек реагентов в нагнетательные скважины последовательно закачивают раствор щелочного агента, раствор ПАВ и раствор полимера, или вязкие эмульсионные составы с дисперсными наполнителями, или углеводородные растворители с добавкой ПАВ. 5 з.п. ф-лы, 1 табл., 2 ил.

Наверх