Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин

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, частности к способам повышения нефтеотдачи путем выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин в карбонатных и терригенных коллекторах с повышенным содержанием карбонатов.

Существует способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и повышения нефтеотдачи пластов путем закачки в пласт через нагнетательную скважину оторочек сшитых полимерных составов (СПС), содержащих в своем составе полиакриламид и ацетат хрома в качестве сшивателя, при котором гелеобразование происходит в пласте.

Известен способ разработки неоднородного нефтяного пласта для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины, в котором используются гелеобразующие составы на основе полиакриламида и сшивателя (RU 2424426, 20.07.2011). Повышение эффективности технологии воздействия на пласт сшитыми полимерными системами осуществляется путем усовершенствования гелеобразующих составов введением дополнительного компонента состава - оксида магния, улучшающего технологические свойства состава. Известный способ неэффективен на нефтяных месторождениях с карбонатными и терригентными коллекторами с повышенным содержанием карбонатов.

Известен способ выбора полимерной гелеобразующей композиции для повышения нефтеотдачи пластов и водоизоляционных работ на основе полиакриламида, сшивателя и воды, включающий предварительный выбор полиакриламида по его молекулярным характеристикам на основе экспериментальных исследований и с последующим определением характеристик гелеобразующего состава на основе полиакриламида и сшивателя (RU 2272899, 27.03.2006). Данный способ обладает преимуществом в стабильности и прочности создаваемого геля, возможности управления кинетикой гелеобразования, селективностью процесса при обработке неоднородных по проницаемости пластов. Однако известный способ недостаточно эффективен при использовании его в карбонатных коллекторах и терригенных с повышенным содержанием карбонатов.

Известен способ разработки неоднородного пласта, включающий закачку в нагнетательные скважины раствора сшивающегося полимерного состава на основе полиакриламида и ацетата хрома, остановку скважины на время гелеобразования и упрочнения геля с последующим запуском скважины под нагнетание водой и добычу нефти через добывающие скважины (И.А. Швецов, В.Н. Манырин. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов. Анализ и проектирование. г. Самара: Самарский университет, 2000, с. 76-102). Способ эффективен в поровых терригенных коллекторах. Однако авторы публикации (В.Н. Абрамов, Н.И. Акимов, И.Л. Манахова. Анализ результатов накопленного опыта при реализации технологии циклической закачки СПС в различных геолого-физических условиях. НТЖ "Интервал", 2003, №12, с. 41-45) отмечают снижение эффективности способа при использовании его в карбонатных коллекторах и объясняют снижение эффективности известных технических решений недостаточным сцеплением полимера с поверхностью горной породы без предварительной обработки поверхности.

Наиболее близким к предлагаемому техническому решению является известный способ разработки проницаемостно-неоднородных карбонатных трещиновато-кавернозных коллекторов, включающий закачку в скважину сшитого полимерного состава на основе полиакриламида и добычу нефти через добывающие скважины, закачку осуществляют в нагнетательную и/или добывающую скважину, используют полиакриламид с молекулярной массой от 5 до 15 миллионов и степенью гидролиза 5-30%, до и после закачки указанного состава закачивают оторочки смеси кислоты с поверхностно-активным веществом ПАВ при их расходе 45:10 соответственно, причем оторочку смеси кислоты с ПАВ, закачиваемую до закачки указанного состава, и указанный состав закачивают на минимальной скорости закачки, останавливают скважину на реакцию, оторочку смеси кислоты с ПАВ, закачиваемую после закачки указанного состава, закачивают на максимальной скорости закачки и останавливают скважину на реакцию (RU 2276257, 10.05.2006). Способ эффективен за счет усиления сцепления горной породы с полимером и, соответственно, повышения фактора остаточного сопротивления. Недостатком способа является повышенная трудоемкость процесса приготовления и закачки составов, удорожание технологии из-за многокомпонентности составов.

Цель данного изобретения - повышение эффективности технологии воздействия на пласт сшитыми полимерными системами путем усовершенствования способа воздействия на карбонатный и терригенный пласт с повышенным содержанием карбонатов, заключающееся в улучшении технологии воздействия, направленной на усиление сцепления горной породы с полимером и соответственно повышение остаточного фактора сопротивления, упрощение технологии процесса закачки и снижение стоимости технологии за счет уменьшения компонентов, применяемых при воздействии на пласт.

Поставленная цель достигается тем, что в способе выравнивания профиль 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, 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.

В предлагаемом техническом решении предоторочка водного раствора ацетата хрома обеспечивает обновление обрабатываемой поверхности за счет частичного растворения карбонатной породы кислым раствором ацетата хрома и появления новых активных адсорбционных центров. При этом сохраняется баланс соотношения компонентов в закачиваемом растворе сшивающегося полимерного состава, так как не происходит расходование ацетата хрома, входящего в сшивающийся полимерный состав, на реакцию с породой.

В проведенных фильтрационных экспериментах по закачке одного и того же водного раствора сшивающегося полимерного состава, содержащего полиакриламид и ацетат хрома (в качестве сшивателя) в соотношении 10:1, в насыпные керны с различным качественным составом породы одной проницаемости, при одинаковых факторах сопротивления при закачке (RF) получаются разные и сильно отличающиеся остаточные факторы сопротивления после выдержки на гелеобразование (RFост). Причем отмечено, что чем больше карбонатной составляющей содержит порода керна, тем меньше величина остаточного фактора сопротивления. Эксперименты с предварительной обработкой керна раствором ацетата хрома дают более высокие значения величин остаточных факторов сопротивления. Эти эксперименты подтверждают выводы о снижении эффективности способа воздействия на пласт сшитыми полимерными составами, содержащими полиакриламид и ацетат хрома в качестве сшивателя в карбонатных коллекторах и терригенных с повышенным содержанием карбонатов (более 5%) из-за недостаточного сцепления полимера с поверхностью горной породы без предварительной обработки поверхности.

Способ осуществляется в следующей последовательности операций.

1. На скважине готовится раствор ацетата хрома с заданной концентрацией и закачивается через нагнетательную скважину в пласт в объеме, равном объему раствора сшивающегося полимерного состава, планируемого к закачке. Раствор ацетата хрома закачивается с возможной минимальной скоростью для полноты реакции взаимодействия с породой пласта.

2. Закачивается раствор сшивающегося полимерного состава, проталкивается в пласт водой.

3. Скважина оставляется на гелеобразование. Время остановки скважины на гелеобразование зависит от температуры пласта и указывается в инструкции на проведение работ на скважине. В качестве полимера в закачиваемом растворе полимерного состава используют полиакриламид с молекулярной массой от 5 до 15 миллионов и степенью гидролиза 5-30%. В качестве сшивателя может быть использован ацетат хрома по ТУ 6-02-00209912-70-00 или ГОСТ 5831-77.

Эффективность предлагаемого способа доказана лабораторными исследованиями по фильтрации растворов сшивающихся полимерных составов в керн.

В опытах по фильтрации использовали насыпные модели кернов с различным содержанием карбоната (от 0 до 100%). Насыпную породу помещали в кернодержатель из нержавеющей стали длиной 9,2 см, диаметром 2,63 см. Проницаемость моделей кернов составляла 1 мкм2, пористость 0,39 д.ед. Перед закачкой реагентов в керн его насыщали водой. В экспериментах для закачки в керн и приготовления растворов использовали модельную воду с минерализацией 110 г/л.

Закачиваемый раствор сшивающегося полимерного состава во всех экспериментах содержал одни и те же реагенты:

- полимер акриламида (ПАА) с молекулярной массой 14 млн и степенью гидролиза 5%;

- ацетат хрома (АХ), водный раствор по ТУ 6-02-00209912-70-00.

Растворы сшивающихся полимерных составов содержали:

- 0,4% ПАА и 0,04% АХ, вода - остальное;

- 0,5% ПАА и 0,05% АХ, вода - остальное.

Объем закачки раствора сшивающегося полимерного состава в экспериментах составлял 2 объема пор модели керна. Объем закачиваемой предварительной оторочки раствора ацетата хрома составлял 2 поровых объема модели керна, концентрацию ацетата хрома в предварительной оторочке брали от 0,01% до 0,1%. Закачку растворов вели при постоянном расходе с линейной скоростью фильтрации 5,5 м/сут.

После завершения закачки раствора сшивающегося полимерного состава керн помещали на структурообразование геля в термошкаф при температуре 60°C на 2 суток.

По истечении указанного времени через керн прокачивали модельную воду с целью определения остаточного фактора сопротивления.

При проведении опытов основными показателями оценки эффективности являлись фактор сопротивления при закачке раствора (RFзак), начальный градиент давления сдвига (ΔРнач) образовавшегося геля СПС, остаточный фактор сопротивления (RFост) СПС.

Результаты фильтрационных экспериментов представлены в таблице 1.

Анализ экспериментальных данных, полученных при закачке в модельный керн с различным содержанием карбонатов, показывает:

- снижение эффективности применения технологии СПС в кернах с содержанием карбонатов выше 5% (опыты №5, 6);

- в опытах с предварительной закачкой в керн оторочек раствора ацетата хрома на кернах с содержанием карбонатов выше 5% факторы остаточного сопротивления и начальные градиенты давления сдвига выше (опыты №7-26);

- в опытах на кернах с одинаковым содержанием карбоната с повышением концентрации ацетата хрома в предоторочке имеет место повышение RFост; ΔРнач (опыты №10; 15; 20 и 11; 16; 21; 26);

- в кернах с содержанием карбоната менее 5% не имеет смысла закачивать предварительную оторочку раствора ацетата хрома перед закачкой гелеобразующих композиций.

Предлагаемое решение должно учитываться при составлении производственных программ и технологических инструкций при использовании технологии СПС на месторождениях с карбонатной породой в целях достижения более высоких уровней повышения нефтеотдачи пластов.

Источники информации

1. Патент RU 2424426 C1, МПК E21B 43/22, C09K 8/90, опубликовано 20.07.2011.

2. Патент RU 2272899 C1, МПК E21B 43/22, опубликовано 27.03.2006.

3. И.А. Швецов, В.Н. Манырин. Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов. Анализ и проектирование. г. Самара: Самарский университет, 2000, с. 76-102.

4. В.Н. Абрамов, Н.И. Акимов, И.Л. Манахова. Анализ результатов накопленного опыта при реализации технологии циклической закачки СПС в различных геолого-физических условиях. НТЖ "Интервал", 2003, №12, с. 41-45.

5. Патент RU 2276257 C2, МПК E21B 43/22, опубликовано 10.05.2006.

Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин в карбонатных и терригенных коллекторах с повышенным содержанием карбонатов, включающий 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, отличающийся тем, что 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.



 

Похожие патенты:
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 композиции на основе поверхностно-активных веществ - ПАВ, ее получению и ее использованию при добыче нефти третичными методами. Композиция на основе ПАВ включает катионное ПАВ и анионо-неионогенное ПАВ и обладает значительно повышенной активностью на поверхности раздела фаз и стабильностью по сравнению с известными композициями.

Группа изобретений относится к обработке скважин. Технический результат - подавление набухания и/или миграции компонентов пласта, стабильность, управляемые свойства и безопасность жидкости для обработки скважин.

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 нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при заканчивании скважин для повышения продуктивности пласта, сложенного карбонатными коллекторами с трудноизвлекаемыми запасами нефти.

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 технологии эксплуатации нефтяных и газовых месторождений. Технический результат - эффективный подъем скважинной жидкости из газовых и газоконденсатных скважин.

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 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.
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 буровым растворам, используемым при бурении нефтяных скважин. Технический результат - повышение технологической эффективности бурового раствора и повышение качества вскрытия продуктивных терригенных коллекторов нефти и газа.

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.

Наверх