Способ изоляции обводненных интервалов продуктивного пласта в горизонтальных скважинах на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами



Владельцы патента RU 2665494:

Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение для изоляции обводненных интервалов продуктивного пласта в горизонтальных скважинах на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами. Способ включает обработку обводненного интервала пласта физическим воздействием при помощи устройства для генерирования упругих импульсов в гидросфере горизонтальной скважины и последующую закачку в пласт гелеобразующего водоизоляционного состава, содержащего 1,0-5,0 мас. % силиката натрия и 0,5-1,5 мас. % ацетата хрома, 0,1-0,5 неионогенного ПАВ и воду – остальное. Осуществляют продавливание указанного состава в пласт и технологическую паузу. При этом указанное устройство комплектуют модулем КС - кажущегося сопротивления - для выявления обводненных интервалов в горизонтальном открытом стволе скважины и модулем Ксп - коэффициента светопоглощения - для выявления обводненных интервалов в горизонтальном стволе скважины. Выделяют интервалы поступления воды. Проводят закачку временно блокирующего состава, не фильтрующегося в пласт. Причем при подъеме устройства каждый интервал обрабатывается физическим воздействием с учетом фильтрационно-емкостных свойств. При этом перед закачкой водоизоляционного состава в скважины закачивают оторочку пресной воды, содержащую 0,01-0,05 мас. % тетранатриевой соли этилендиаминтетрауксусной кислоты. Индукционный период водоизоляционного состава при пластовой температуре устанавливают равным 4-8 ч, а технологическую паузу выбирают продолжительностью 20-30 ч, после чего скважину запускают в работу. Техническим результатом является повышение эффективности вытеснения нефти из пласта и снижение добычи попутно добываемой воды за счет отключения высокообводненных интервалов в горизонтальной части добывающих скважин. 1 з.п. ф-лы, 1 табл., 1 пр.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение для изоляции обводненных интервалов продуктивного пласта в горизонтальных скважинах на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами.

Известен способ разработки послойно-неоднородных нефтяных месторождений (патент РФ №2508446, кл. Е21В 43/22, опубл. 27.12.2014 г.), включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины, закачку в нагнетательные или добывающие скважины при обводнении добывающих скважин изолирующего агента на основе силиката натрия и кислоты, выдержку скважин в течение суток и запуск их в работу. При этом, перед закачкой изолирующего агента в пласт, закачивают оторочку пресной воды в объеме, обеспечивающем не смешение пластовой воды с изолирующим агентом до времени его загелевания, но не менее одного объема насосно-компрессорных труб (НКТ), выдержку осуществляют после продавливания агента в пласт, а в качестве изолирующего агента используют гелеобразующую композицию, состоящую из силиката натрия, сульфаминовой кислоты, ацетата хрома, моноэтанол - амина и воды.

Недостатком данного способа является сложность прокачки и продавливания в пласт данной композиции из-за значительной вязкости исходной композиции на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами, низкий технологический эффект от мероприятия из-за слабой глубины проникновения в пласт композиции и создания недостаточных размеров водоизоляционных экранов, особенно в горизонтальных скважинах. Кроме того, сульфаминовая кислота является токсичным веществом и требует особых мер безопасности при обращении с данным веществом.

Известен способ селективной изоляции обводненных интервалов нефтяного пласта (патент РФ №2536529, кл. Е21В 33/138, опубл. 27.12.2014 г.), включающий закачку в пласт гелеобразующего состава, продавливание указанного состава в пласт, технологическую паузу, при этом в указанный состав добавляют метасиликат натрия и, в качестве инициатора процесса гелеобразования, хромокалиевые квасцы. После закачки водоизоляционной композиции, спустя 3-4 ч осуществляют прокачку раствора щелочи для восстановления проницаемости нефтенасыщенных интервалов, затем выдерживают технологическую паузу продолжительностью 12-18 ч, после чего скважину запускают в работу.

Недостатком данного способа является слабая глубина проникновения в пласт композиции и создание недостаточных размеров водоизоляционных экранов, особенно в горизонтальных скважинах, из-за малого срока периода гелеобразования, равного 3-4 ч. К недостаткам способа можно отнести и сложность приготовления гелеобразующего состава требуемой концентрации из-за отдельного растворения хромокалиевых квасцов и метасиликата натрия в воде и последующего смешивания полученных растворов. Кроме того, метасиликат натрия относится ко второму классу опасности и требует повышенных мер безопасности при обращении с ним.

Известен способ ограничения притока воды в добывающие скважины (патент РФ №2168608, кл. Е21В 33/13, опубл. 10.06.2001 г.), предусматривающий закачку в пласт изоляционных гелеобразующих составов, в интервал закачки состава в пласт устанавливают гидравлический вибратор в колонне НКТ, перед закачкой изоляционного состава в пласт интервал закачки подвергают вибрационному воздействию от гидравлического вибратора при обработке скважины на циркуляцию, а изоляционный состав закачивают в пласт с расходом, обеспечивающим работу гидравлического вибратора в диапазоне частот 50-100 Гц.

Недостатком данного способа является отсутствие возможности применения вибратора в горизонтальной части из-за технологических особенностей оборудования. Кроме того, диапазон указанных частот является недостаточным для разрушения отложений в фильтрационных каналах продуктивного пласта.

Известен способ изоляции водопритока или газопритока, или зон поглощения (патент РФ №2228437, кл. Е21В 43/32, опубл. 10.05.2004 г.), включающий виброволновое воздействие на подлежащий изоляции интервал пласта как перед, так и при последующей закачке изоляционного состава, при этом виброволновое воздействие перед закачкой изоляционного состава в пласт производят в сочетании с гидросвабированием или репрессиями и/или депрессиями, а изоляционный состав, или хотя бы один из его компонентов, предварительно подвергают воздействию упругими колебаниями. Кроме того, в процессе виброволнового воздействия в сочетании с гидросвабированием или репрессиями и/или депрессиями на подлежащий изоляции интервал пласта производят закачку химреагентов, например, растворителей, растворов с кислой или щелочной реакцией, поверхностно-активных веществ (ПАВ), гидрофилизующих или гидрофобизующих реагентов, а также в виде их композиций; характеризующийся тем, что виброволновое воздействие на пласт осуществляют в диапазоне частот 10-500 Гц и упругими колебаниями на изоляционный состав в диапазоне 10-2⋅104 Гц при амплитудах колебаний давления больших пороговых значений; при этом перед водо- и/или газоизоляцией производят геофизические и гидродинамические исследования; а закачку изоляционного состава производят при отключенных выше и/или нижележащих интервалов пласта, например, путем пакерования; и после закачки изоляционного состава в пласт и выдержки во времени для его закрепления производят обработку нефтенасыщенных интервалов и освоение скважины с использованием виброволнового воздействия, и/или депрессий-репрессий, и/или химреагентов.

Недостатком данного способа является отсутствие технологической возможности проведения изоляции обводненных интервалов продуктивного пласта в горизонтальных скважинах из-за ограниченной применимости источников виброволнового воздействия на пласт только в вертикальном положении. Кроме того, обработка изоляционного состава виброволновым воздействием перед закачкой в пласт может приводить к изменению его свойств, в ряде случаев, ухудшающих эффект от технологической операции (согласно результатам экспериментальных исследований).

Известен способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины (патент РФ №2456439, кл. Е21В 43/22, опубл. 20.07.2012 г.). Данный способ включает в себя закачку в добывающие или нагнетательные нефтяные скважины водоизоляционного состава на основе силиката натрия и ацетата хрома, продавливание указанного состава в пласт и выдержку технологической паузы. При этом перед закачкой готового состава в скважины закачивают оторочку пресной воды, индукционный период гелеобразующего состава при пластовой температуре устанавливают равным 6-10 ч, технологическую паузу выбирают продолжительностью от 24 до 36 ч.

Недостатком данного способа является сложность создания достаточных водоизоляционных экранов в горизонтальных скважинах на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами, что в итоге приведет к низкой технологической эффективности от проведения мероприятия, что приведет в целом к снижению эффективности ремонтно-изоляционных работ.

Известно устройство для генерирования упругих импульсов в гидросфере горизонтальной скважины (патент РФ на полезную модель №131503, кл. G01V 1/00, опубл. 20.08.2013 г.), принятое за прототип.

Данное устройство предназначено для генерирования упругих импульсов в гидросфере горизонтальной скважины, состоящее из наземного пульта питания, управления и контроля и корпуса скважинного прибора, в котором размещены: источник повышенного напряжения в виде последовательно соединенных трансформаторов, блок выпрямления и блок умножения напряжения, конденсаторный накопитель электрической энергии, разрядник и излучатель, состоящий из высоковольтного и низковольтного электродов, а излучатель снабжен низковольтным электродом, соединенным с вращающимся блоком корпуса, выполненным в виде цилиндра, установленного на подшипниках скольжения с вырезом для контакта со скважинным флюидом, заполненного с противоположной стороны выреза тяжелым металлом, например свинцом, так что при движении в горизонтальной скважине вырез всегда направлен вверх, также корпус скважинного прибора оснащен эластичными пакерами и разрядник выполнен в виде безнакального тиратрона.

Недостатком данного устройства является отсутствие технологии его применения для изоляции обводненных интервалов продуктивного пласта в горизонтальных скважинах на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами с достижением продолжительного межремонтного периода работы скважины и, соответственно, необходимого технологического эффекта.

Технической задачей изобретения является достоверное и оперативное выделение обводненных интервалов, повышение эффективности водоизоляции необходимых интервалов продуктивного пласта в горизонтальных скважинах на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами за счет более точного установления обводненных участков, повышения качества очистки фильтрационных каналов в данных зонах, увеличения глубины проникновения водоизоляционного состава в водонасыщенную область пласта, повышения межремонтного периода работы скважины и достижение требуемого технологического эффекта.

Поставленная техническая задача решается способом изоляции обводненных интервалов продуктивного пласта в горизонтальных скважинах на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами, включающим обработку обводненного интервала пласта физическим воздействием - устройством для генерирования упругих импульсов в гидросфере горизонтальной скважины и последующую закачку в пласт гелеобразующего водоизоляционного состава, содержащего воду, силикат натрия и ацетат хрома, продавливание указанного состава в пласт и технологическую паузу.

Новым является то, что по первому варианту указанное устройство комплектуют модулем КС (кажущегося сопротивления) для выявления обводненных интервалов в горизонтальном открытом стволе скважины при спуске компоновки до забоя, далее выделяются интервалы поступления воды, проводится закачка временно блокирующего состава, не фильтрующегося в пласт, и при подъеме устройства каждый интервал обрабатывается физическим воздействием с учетом фильтрационно-емкостных свойств. Кроме этого, гелеобразующий водоизоляционный состав дополнительно содержит неионогенное ПАВ при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Силикат натрия 1,0-5,0%
Ацетат хрома 0,5-1,5%
Неионогенное ПАВ 0,1-0,5%
Вода остальное

при этом перед закачкой готового состава в скважины закачивают оторочку пресной воды, содержащую тетранатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты - трилон «В» в количестве 0,01-0,05 мас. %, индукционный период гелеобразующего водоизоляционного состава при пластовой температуре устанавливают равным 4-8 ч, а технологическую паузу выбирают продолжительностью 20-30 ч. После чего скважину запускают в работу.

Новым является то, что по второму варианту указанное устройство дополнительно комплектуют модулем Ксп (коэффициента светопоглощения) для выявления обводненных интервалов в горизонтальном стволе скважины, представленной перфорированной эксплуатационной колонной или фильтром-хвостовиком при спуске компоновки до забоя.

Для эффективного проведения водоизоляционных работ в горизонтальных скважинах на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами главным условием является обеспечение создания необходимых водоизоляционных экранов. Для этого необходимо произвести очистку фильтрационных каналов дренируемой части пласта. Применение физического воздействия для очистки дренируемой части пласта позволит очистить и улучшить фильтрационные каналы обводненной части пласта для обеспечения необходимой глубины проникновения гелеобразующего водоизоляционного состава.

Для выполнения эффективных водоизоляционных работ в горизонтальных скважинах важным этапом является точное определение обводненных участков в эксплуатируемом интервале. В зависимости от оснащения дренируемой части горизонтального ствола скважины (перфорированная эксплуатационная колонна, фильтр-хвостовик) требуется определенный способ исследования для точного установления обводненных интервалов. Особенно важно точное определение данных зон в условиях месторождений с низкопроницаемыми коллекторами для сохранения интервалов притока углеводородов.

В открытой части горизонтального ствола предлагается применение с устройством физического воздействия модуля КС геофизического метода исследования, как эффективного способа установления нефтенасыщенных и водонасыщенных зон.

В перфорированной части эксплуатационной колонны горизонтального ствола предлагается дополнительно применение с устройством физического воздействия и модулем КС модуля Ксп, как эффективного способа более точного установления нефтенасыщенных и водонасыщенных зон. Экспериментально доказана эффективность определения насыщенности с применением метода определения Ксп.

За счет установки вышеописанных модулей к устройству по физическому воздействию сокращаются сроки проведения водоизоляционных работ в горизонтальной скважине с низкопроницаемымм коллекторами. За одну спускоподъемную операцию проводится на спуске исследование по выявлению обводненных интервалов и на подъеме последующая обработка данных зон физическим воздействием. Интенсивность и продолжительность обработки физическим воздействием определяется по исходным геолого-промысловым данным. После проведения исследования и перед обработкой физическим воздействием выявленных обводненных интервалов проводится закачка временно блокирующего состава, не фильтрующегося в пласт, с помощью колтюбинговой гибкой трубы. Применение временно блокирующего состава, не фильтрующегося в пласт, позволит предотвратить проникновение гелеобразующего водоизоляционного состава в нефтенасыщенные интервалы продуктивного пласта и сохранить текущие фильтрационно-емкостные свойства данных участков ствола скважины.

При подъеме комплексного прибора проводится обработка физическим воздействием на каждом обводненном интервале для очистки фильтрационных каналов и улучшения проницаемости. Обработка физическим воздействием на каждом обводненном интервале позволит снизить давление закачки, увеличить глубину проникновения гелеобразующего водоизоляционного состава и способствовать созданию необходимых водоизоляционных экранов. После этого проводится закачка гелеобразующего водоизоляционного состава в обводненные интервалы. Для обеспечения однородного гелеобразующего водоизоляционного состава, снижения исходной вязкости и максимального глубокого проникновения в пласт в гелеобразующий водоизоляционный состав добавляют неионогенное поверхностно-активное вещество.

Описываемый способ поясняется таблицей, в которой приведены основные характеристики гелеобразующего водоизоляционного состава с концентрацией силиката натрия 5% мас., при температуре 70°С. Изменением концентрации ацетата хрома и неионогенного ПАВ регулируется время гелеобразования гелеобразующего водоизоляционного состава в широких пределах, особенно для проведения геолого-технических мероприятий по водоизоляционным работам в горизонтальных скважинах на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами. В качестве неионогенного ПАВ рекомендуется использовать неонол АФ 9-12.

Предлагаемый способ осуществляют следующим образом.

По результатам изучения динамики показателей разработки определяют скважины для проведения водоизоляционных работ. Для горизонтальных скважин с помощью предлагаемого комплексного устройства при его спуске определяют обводненные интервалы пласта. Для горизонтального открытого ствола используют модуль КС, для ствола с фильтром или перфорированной колонной - модуль Ксп. Далее прокачивают временно блокирующий состав, не фильтрующийся в пласт, с помощью колтюбинговой гибкой трубы. При подъеме комплексного прибора проводится обработка физическим воздействием на каждом обводненном интервале для очистки фильтрационных каналов и улучшения проницаемости обрабатываемой зоны.

Затем производят опрессовку скважины на давление, превышающее на 20% предполагаемое давление закачки гелеобразующего водоизоляционного состава. Определяют приемистость скважины по воде на установившемся режиме. Перед обработкой устанавливают башмак насосно-компрессорных труб до верхней зоны каждого интервала обработки.

Рассчитывают необходимый объем гелеобразующего водоизоляционного состава из расчета 1-3 поровых объемов дренируемой зоны пласта, запланированного под изоляцию. Перед закачкой состава в дренируемые зоны пласта закачивают оторочку пресной воды в объеме 1,0-1,5 поровых объема, содержащую тетранатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты - трилон «В» в количестве 0,01-0,05 мас. % для предотвращения преждевременного образования осадков за счет реагирования силиката натрия с минерализованными пластовыми водами. Трилон «В» взаимодействует с катионами поливалентных металлов и формирует высокопрочные комплексы, в связи с чем, при закачке силиката натрия преждевременные осадки не образуются.

Приготовление состава в промысловых условиях осуществляют в следующей последовательности: к требуемому объему пресной воды добавляют раствор ацетата хрома (в виде 50-55%) раствора), к полученному раствору добавляют рассчитанное количество окиси металла и на последнем этапе вводят небольшими порциями силикат натрия. В промысловых условиях приготовление состава может быть осуществлено в специальной емкости с круговой циркуляцией жидкости или непосредственно в емкости цементировочного аппарата.

Далее осуществляют закачку гелеобразующего водоизоляционного состава. При закачке состав поступает в обводненные пропластки, обработанные физическим воздействием для очистки и улучшения проницаемости. Затем состав продавливают в пласт в объеме НКТ + объем ствола дренируемой зоны скважины под водоизоляцию +0,5-1,0 м3. Для предотвращения образования техногенных трещин гелеобразующий водоизоляционный состав продавливают в пласт пресной водой с расходом, не превышающим 80-90% от нормальной приемистости скважины. Невысокая вязкость гелеобразующего водоизоляционного состава (2,0-12,0 мПа⋅с) до момента окончания индукционного периода гелеобразования также способствует легкой прокачке в пласт и созданию обширного водоизоляционного экрана.

После продавливания гелеобразующего водоизоляционного состава в пласт осуществляют промывку ствола скважины раствором пресной воды и выдерживают индукционный период в течение 4-8 ч. После проводят промывку скважины, затем скважину останавливают на технологическую паузу продолжительностью 20-30 ч, в среднем на 25 ч. За указанный промежуток времени состав полностью переходит из жидкого в гелеобразное состояние и создает водонепроницаемый экран в промытых водой интервалах продуктивного пласта, снижает его неоднородность и, тем самым, сокращает объем поступающей в скважину воды.

Данные результаты подтверждаются фильтрационными экспериментами, проведенными при термобарических условиях, которые показывают уменьшение проницаемости водонасыщенного и сохранения фильтрационных характеристик нефтенасыщенного образца керна. Исследования проводились в соответствии с ОСТ 39-235-89 «Нефть. Метод определения фазовых проницаемостей в лабораторных условиях при совместной фильтрации».

Способ иллюстрируется следующим примером.

Пример. Производят операцию по водоизоляционным работам в добывающей скважине с приемистостью 160 м3/сут. Максимальный расход при закачке гелеобразующего водоизоляционного состава до обработки физическим воздействием составит 50-65 м3/сут., после обработки - 125-145 м3/сут. Для водоизоляционных работ в добывающей горизонтальной скважине закачивают гелеобразующий водоизоляционный состав в объеме, равном одному объему обводненной части дренируемой зоны продуктивного пласта (примерно 180 м3 по результатам проведенных исследований комплексным устройством). Необходимо подобрать состав для водоизоляции пласта, температура которого равна 70°С. Для данных условий выбирают гелеобразующий водоизоляционный состав, содержащий 5% силиката натрия, 0,5% неионогенного ПАВ, 0,5% ацетата хрома и воду (остальное). При этом индукционный период составит около 285 минут при пластической прочности образуемого геля, равной 1898 Па, что является достаточным для эффективной водоизоляции обводненного интервала. С учетом невысокого значения индукционного периода можем принять достаточной технологическую паузу равной примерно 22 ч.

Предлагаемые для реализации композиции гелеобразующего водоизоляционного состава характеризуются низкой коррозионной активностью. При необходимости данные модификации гелеобразующего водоизоляционного состава могут быть эффективно разрушены в пластовых условиях с помощью 10-20% растворов гидроксида натрия. После прокачки раствора щелочи производят повторную промывку пресной водой горизонтального ствола скважины. Далее скважина закрывается на 10-12 ч для выдерживания технологической паузы, необходимой для набора гелеобразующим водоизоляционным составов максимальной прочности.

Технический результат способа изоляции обводненных интервалов продуктивного пласта в горизонтальных скважинах на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами заключается в повышении эффективности вытеснения нефти из пласта, снижении добычи попутно добываемой воды за счет отключения высокообводненных интервалов в горизонтальной части добывающих скважин.

Основные характеристики гелеобразующего водоизоляционного состава с концентрацией силиката натрия 5% мас. при температуре 70°С

1. Способ изоляции обводненных интервалов продуктивного пласта в горизонтальных скважинах на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами, включающий обработку обводненного интервала пласта физическим воздействием - устройством для генерирования упругих импульсов в гидросфере горизонтальной скважины и последующую закачку в пласт гелеобразующего водоизоляционного состава, содержащего воду, силикат натрия и ацетат хрома, продавливание указанного состава в пласт и технологическую паузу, отличающийся тем, что указанное устройство комплектуют модулем КС - кажущегося сопротивления - для выявления обводненных интервалов в горизонтальном открытом стволе скважины при спуске компоновки до забоя, далее выделяются интервалы поступления воды, проводится закачка временно блокирующего состава, не фильтрующегося в пласт, и при подъеме устройства каждый интервал обрабатывается физическим воздействием с учетом фильтрационно-емкостных свойств, кроме этого, указанный гелеобразующий водоизоляционный состав дополнительно содержит неионогенное поверхностно-активное вещество (ПАВ) при следующем соотношении компонентов, мас. %:

Силикат натрия 1,0-5,0
Ацетат хрома 0,5-1,5
Неионогенное ПАВ 0,1-0,5
Вода остальное

при этом перед закачкой готового состава в скважины закачивают оторочку пресной воды, содержащую тетранатриевую соль этилендиаминтетрауксусной кислоты - трилон «В» в количестве 0,01-0,05 мас. %, индукционный период гелеобразующего водоизоляционного состава при пластовой температуре устанавливают равным 4-8 ч, а технологическую паузу выбирают продолжительностью 20-30 ч, после чего скважину запускают в работу.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что указанное устройство дополнительно комплектуют модулем Ксп - коэффициента светопоглощения - для выявления обводненных интервалов в горизонтальном стволе скважины, представленной перфорированной эксплуатационной колонной или фильтром-хвостовиком, при спуске компоновки до забоя.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности за счет увеличения площади охвата залежи сверхвязкой нефти.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение дебита не менее чем на 50% за счет увеличения площади фильтрации добывающей скважины.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти. Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, включает строительство нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, проведение в горизонтальном стволе нагнетательной скважины геофизических исследований по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, спуск в нагнетательную скважину двух колонн насосно-компрессорных труб - НКТ разного диаметра так, что конец колонны меньшего диаметра - в начале горизонтального ствола, а конец колонны большего диаметра - в зоне с нефтенасыщенностью более 60%, осуществление регулируемой закачки пара в обе скважины через колонны НКТ различного диаметра, проведение в добывающей скважине геофизических исследований по определению распределения давления и температуры по стволу, выявление переходной зоны с температурой между большим и меньшим прогревом и определение в выявленной зоне интервала с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, размещение в добывающей скважине оптоволоконного кабеля и НКТ с электроцентробежным насосом и датчиками температуры на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса и в электроцентробежном насосе.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти. Способ разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть, включает строительство горизонтальных добывающей скважины и нагнетательной скважины, располагаемой выше и параллельно добывающей скважине, создание проницаемой зоны между скважинами за счет нагнетания водяного пара в обе скважины.

Группа изобретений относится к способам определения потенциально подходящего обрабатывающего флюида. Технический результат заключается в упрощении выбора подходящего обрабатывающего флюида, способствующего увеличению добычи углеводородов.

Изобретение относится к области газодобывающей промышленности и может быть использовано для контроля изменений уровней дебитов различных компонент взвесенесущего газового потока в эксплуатационных условиях газовых скважин.

Изобретение относится к средствам передачи информации по гидравлическому каналу связи. Техническим результатом является повышение надежности передачи информации за счет исключения потенциальных путей утечек в устройстве генерирования импульсов давления.

Изобретение относится к бурению сближенных скважин, в частности к средствам определения расположения обсадной колонны соседней скважины. Техническим результатом является расширение арсенала технических средств.

Изобретение относится к области бурения в нефтяной и газовой промышленности при строительстве скважин, в частности к способам определения предотвращения осложнений в виде поглощений бурового раствора и тампонажных жидкостей.

Изобретение относится к бурению скважин и может быть использовано для контроля расположения пробуриваемой скважины относительно целевой скважины. В частности, предложена скважинная дальномерная система, содержащая: первый оптический волновод, размещенный в первой скважине формации, причем первый оптический волновод расположен вдоль части осевой длины первой скважины; по меньшей мере второй оптический волновод, расположенный вдоль по меньшей мере той же самой осевой длины первой скважины, что и первый оптический волновод; и источник звука, размещенный во второй скважине и акустически связанный с указанной формацией.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для измерения дебита скважин. Технический результат направлен на повышение качества и эффективности измерения дебита продукции нефтяных скважин.

Изобретение относится к области газодобывающей промышленности и может быть использовано для контроля изменений уровней дебитов различных компонент взвесенесущего газового потока в эксплуатационных условиях газовых скважин.

Изобретение относится к области газодобывающей промышленности и может быть использовано для контроля изменений уровней дебитов различных компонент взвесенесущего газового потока в эксплуатационных условиях газовых скважин.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к технологии измерения дебита (расхода) по газу для газовых скважин при проведении газодинамических исследований на установленных режимах фильтрации с использованием типового диафрагменного измерителя критического течения (ДИКТа).

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для определения газового фактора нефти, а также дебитов нефти и воды нефтяных скважин. Технический результат заключается в упрощении измерений дебитов и повышении их точности.

Группа изобретений относится к системе заканчивания скважины перед началом добычи и, в частности, к испытанию барьеров для испытания эксплуатационной обсадной колонны в стволе скважины.

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтяных и газовых скважин и предназначено, в частности, для определения характеристик потока жидкости в скважине.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для определения газового фактора нефти, а также дебитов нефти и воды нефтяных скважин. Технический результат заключается в обеспечении возможности измерения дебита жидкости при малом содержании свободного нефтяного газа или его отсутствия в измеряемой продукции.
Изобретение относится к области добычи полезных ископаемых, а именно к области добычи жидких текучих сред из буровых скважин, и может быть использовано при разработке нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений для определения расхода воды, нефти и газа.

Предлагаемое изобретение относится к системе контроля скважины, обеспечивающей получение данных с информацией, например, о положении и количестве газа, нефти и/или воды по мере выкачивания углеводородов из нефтяного или газового месторождения с использованием обсадной колонны в скважине, находящейся в пласте, обсадная колонна имеет вертикальную часть вблизи верха и внутреннюю поверхность, система содержит первый и второй датчики для измерения содержания газа, нефти и/или воды в пласте.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение для ограничения водопритоков в добывающие скважины либо для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение для изоляции обводненных интервалов продуктивного пласта в горизонтальных скважинах на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами. Способ включает обработку обводненного интервала пласта физическим воздействием при помощи устройства для генерирования упругих импульсов в гидросфере горизонтальной скважины и последующую закачку в пласт гелеобразующего водоизоляционного состава, содержащего 1,0-5,0 мас. силиката натрия и 0,5-1,5 мас. ацетата хрома, 0,1-0,5 неионогенного ПАВ и воду – остальное. Осуществляют продавливание указанного состава в пласт и технологическую паузу. При этом указанное устройство комплектуют модулем КС - кажущегося сопротивления - для выявления обводненных интервалов в горизонтальном открытом стволе скважины и модулем Ксп - коэффициента светопоглощения - для выявления обводненных интервалов в горизонтальном стволе скважины. Выделяют интервалы поступления воды. Проводят закачку временно блокирующего состава, не фильтрующегося в пласт. Причем при подъеме устройства каждый интервал обрабатывается физическим воздействием с учетом фильтрационно-емкостных свойств. При этом перед закачкой водоизоляционного состава в скважины закачивают оторочку пресной воды, содержащую 0,01-0,05 мас. тетранатриевой соли этилендиаминтетрауксусной кислоты. Индукционный период водоизоляционного состава при пластовой температуре устанавливают равным 4-8 ч, а технологическую паузу выбирают продолжительностью 20-30 ч, после чего скважину запускают в работу. Техническим результатом является повышение эффективности вытеснения нефти из пласта и снижение добычи попутно добываемой воды за счет отключения высокообводненных интервалов в горизонтальной части добывающих скважин. 1 з.п. ф-лы, 1 табл., 1 пр.

Наверх