Способ разработки битуминозных аргиллитов и песчаников

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно к повышению эффективности разработки битуминозных аргиллитов и песчаников. Первоначально бурят скважину, вскрывающую целевой объект, и устанавливают скважинное оборудование, обеспечивающее подъем продукции скважины и задавливание растворителя при давлении выше гидроразрыва пласта. Отсекают участок скважины, вскрывающий целевой объект, от остальных интервалов пакерами. В целевой объект через скважину закачивают циклично растворитель, способный растворять битумы целевого объекта. В начале цикла в скважину подают растворитель под давлением, превышающим давление гидроразрыва пласта, при этом в целевом объекте создаются трещины гидроразрыва пласта в интервале перфорации, обеспечивающие большую площадь контакта растворителя с большим объемом битуминозных пород, экстрагируют из них битумы. Гидроразрыв пласта ведут без добавления проппанта, обеспечивая тем самым смыкание трещин, что позволяет рассчитывать на отсутствие потерь растворителя в процессе разработки. После чего оставляют скважину на технологическую выстойку на время t. Время t определяют в лаборатории, на образцах керна целевого объекта. После технологической выстойки осуществляют подъем растворителя с растворенными в нем углеводородами на дневную поверхность, а также других углеводородов, ставших доступными для разработки данного пласта из-за увеличения гидродинамических связей. Для этого скважинное оборудование, которое перед этим обеспечивало задавливание в объект растворителя, переключают в режим подъема продукции скважины. После того как давление в интервале перфорации участка скважины достигло минимального уровня, цикл задавливание-поднятие растворителя повторяют, повторяя действия, описанные с начала цикла. Поскольку трещины, полученные гидроразрывом, при разработке битуминозных аргиллитов закрываются полностью, потери растворителя в процессе разработки минимальны. При этом указанную скважину используют как нагнетательную, при закачке растворителя, и как добывающую, при добыче углеводородов. Технический результат заключается в повышении коэффициента нефтеотдачи. 4 ил.

 

Предлагаемое изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно к повышению эффективности разработки битуминозных аргиллитов и песчаников.

В настоящее время битуминозные аргиллиты, такие как баженовская свита и песчаники, например, битуминозные пески, рассматриваются как основной объект для возобновления ресурсной базы углеводородов Российской Федерации.

Породы баженовской свиты включают в себя биогенную и терригенную составляющие. К биогенной составляющей относятся кремнезем, слагавший скелеты и раковины организмов, и кероген, который является полимерным органическим материалом выделяющим сырую нефть или газ. Терригенная составляющая представлена глинистыми минералами, которые сносились в бассейн с прилегающей суши. Удаленность источников сноса от центральных частей палеобассейна определила поступление терригенного материала в центральную часть бассейна преимущественно в составе глинистой фракции.

В связи с обозначенным, сложность промышленной разработки битуминозных аргиллитов и песчаников состоит в том, что битум, насыщающий породу и являющийся полезным ископаемым, обладает чрезвычайно низкой подвижностью и не может разрабатываться классическим скважинным методом. В связи со слабой проницаемостью аргиллитов, а также чрезвычайно малой подвижностью битумов, приток в скважины падает чрезвычайно резко, а коэффициент извлечения нефти, даже при наиболее благоприятных обстоятельствах, не превышает 8%.

Известен способ применения растворителей для добычи тяжелых нефтей, включающий закачку в пласт растворителя через нагнетательную скважину, растворение нефти растворителем, проталкивание его к добывающей скважине другим агентом и нагнетание вытеснителя для извлечения растворителя. (Забродин П.Е., Раковский Н.Л., Розеберг Н.Д. Вытеснение нефти из пласта растворителями. - М: Недра, 1968. - 224 с.)

Недостатком данного способа является невозможность закачки растворителя в пласт представленный битуминозными аргиллитами, поскольку он непроницаем или чрезвычайно слабопроницаем.

Известен способ интенсификации разработки слабопроницаемых залежей методом гидроразрыва пласта, включающий закачку жидкости гидроразрыва и расклинивающего агента (проппанта) при давлении выше давления гидроразрыва пласта, создание трещин заполненных расклинивающим агентом и освоение скважины после процедуры гидроразрыва. (Мелибеков А.С. Теория и практика гидравлического разрыва пласта. - Недра, 1967. - 141 с.),

Недостатком данного способа является то, что крепление трещин проппантом в битуминозных аргиллитах невозможно, в связи с их высокой пластичностью.

Известен способ разработки залежи нефти в отложениях баженовской свиты, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку в пласт метансодержащего - попутного нефтяного или природного газа, реализацию последовательности технологических операций в чередующихся циклах. (Патент РФ №2513963).

Недостатком известного способа является невозможность его реализации в залежах практически непроницаемых битуминозных аргиллитах, поскольку в них невозможно движение флюидов от нагнетательных скважин к добывающим.

Технической проблемой заявляемого изобретения является создание эффективного способа разработки продуктивного пласта представленного низкопроницаемыми битуминозными аргиллитами и песчаниками, например баженовской свиты.

Технический результат предлагаемого изобретения заключается в повышении коэффициента нефтеотдачи, за счет вовлечения в разработку низкопроницаемых битуминозных аргиллитов и песчанников.

Поставленная проблема и технический результат достигаются способом разработки пласта, представленного битуминозными песчаниками или аргиллитами, включающим бурение скважины вскрывающий целевой объект, установку скважинного оборудования, обеспечивающего подъем продукции и задавливание растворителя при давлении выше давления гидроразрыва пласта в участок скважины, вскрывающий целевой объект, отсечение участка скважины вскрывающего целевой объект от остальных интервалов пакерами, закачивание циклично в целевой объект через скважину растворитель, способный растворять битумы целевого объекта, под давлением, превышающим давление гидроразрыва пласта, при этом в целевом объекте создаются трещины гидроразрыва пласта в интервале перфорации, обеспечивающие большую площадь контакта растворителя с породой, после чего оставляют скважину на технологическую выстойку на время t, время t определяют в лаборатории, на образцах керна целевого объекта, после технологической выстойки осуществляют подъем растворителя, с растворенными в нем битумами на дневную поверхность, а также других углеводородов, ставшими доступными для разработки данного пласта из-за увеличения гидродинамических связей, после того как давление в интервале перфорации участка скважины достигло минимального уровня, цикл задавливание-поднятие растворителя повторяют, при этом указанную скважину используют как нагнетательную скважину, при закачке растворителя, и как добывающую - при добыче углеводородов, гидроразрыв пласта ведут без добавления проппанта, обеспечивая тем самым смыкание трещин и подъем всего объема закачанного растворителя.

Основным отличием заявляемого изобретения от известных является, то предлагаемый способ разработки направлен на добычу углеводородов в низкопроницаемых битуминозных аргиллитах, таких как, например, баженовская свита.

Сущность изобретения состоит в нагнетании в пласт растворителя под давлением выше давления гидроразрыва, что обеспечивает контакт растворителя с большим объемом первоначально непроницаемых пород и экстакцию из них полезных углеводородов. После экстракции растворителем первоначально непроницаемые породы становятся проницаемыми, что обеспечивает больший охват воздействием на следующем цикле. Способ обеспечивает низкие потери растворителя, поскольку в битуминозных аргиллитах трещины закрываются полностью, обеспечивая подъем всего объема растворителя с растворенными в нем полезными углеводородами.

Новым является то, что для реализации метода используется технология гидроразрыва пласта с применением растворителя, как жидкости гидроразрыва, без использования расклинивающего агента для обеспечения смыкания трещины, что позволит полностью поднять на дневную поверхность весь использованный растворитель.

На фиг. 1 схематично показан этап задавливания растворителя, этот этап является первым в единичном цикле работы скважины.

На фиг. 2 схематично показан этап выдержки растворителя.

На фиг. 3 схематично показан подъем продукции скважины.

На фиг. 4 схематично показано закрытие трещин, завершающий единичный цикл работы скважины.

Позиция 1 на фигурах 1, 2, 3, 4 указывает на скважинное оборудование (насос), где стрелкой показано направление работы. Стрелка вниз указывает на закачку рабочего агента, стрелка вверх указывает на подъем продукции скважины.

Позиция 2 на фигурах 1, 2, 3, 4 указывает на пакеры, отсекающие диапазон перфорации целевого объекта.

Позиция 3 на фигурах 1, 2, 3, 4 указывает на целевой объект.

Позиция 4 на фигурах 2, 3 указывает на трещину гидроразрыва, заполненную растворителем или продукцией скважины.

В рамках данной заявки под целевым объектом понимают объект разработки представляющий из себя битуминозные аргиллиты или песчаники, под продукцией скважины понимают растворенные растворителем, или находящиеся в свободном состоянии углеводороды, полученные в виде притока в скважину.

Способ осуществляют следующим образом.

Первоначально бурят скважину, вскрывающую целевой объект, и устанавливают скважинное оборудование, обеспечивающее подъем продукции скважины и задавливание растворителя при давлении выше гидроразрыва пласта. Отсекают участок скважины, вскрывающий целевой объект, от остальных интервалов пакерами. В целевой объект через скважину закачивают циклично растворитель, способный растворять битумы целевого объекта. В начале цикла, в скважину подают растворитель под давлением, превышающим давление гидроразрыва пласта, при этом в целевом объекте создаются трещины гидроразрыва пласта в интервале перфорации, обеспечивающие большую площадь контакта растворителя с большим объемом битуминозных пород, экстрагирую из них битумы. Гидроразрыв пласта ведут без добавления проппанта, обеспечивая тем самым смыкание трещин, что позволяет рассчитывать на отсутствие потерь растворителя в процессе разработки. После чего оставляют скважину на технологическую выстойку на время t. Время t определяют в лаборатории, на образцах керна целевого объекта. После технологической выстойки осуществляют подъем растворителя, с растворенными в нем углеводородами на дневную поверхность, а также других углеводородов, ставшими доступными для разработки данного пласта из-за увеличения гидродинамических связей. Для этого скважинное оборудование, которое перед этим обеспечивало задавливание в объект растворителя, переключают в режим подъема продукции скважины. После того как давление в интервале перфорации участка скважины достигло минимального уровня, цикл задавливание-поднятие растворителя повторяют, повторяя действия, описанные с начала цикла. Поскольку трещины, полученные гидроразрывом, при разработке битуминозных аргиллитов закрываются полностью, потери растворителя в процессе разработки минимальны. При этом, указанную скважину используют как нагнетательную, при закачке растворителя, и как добывающую - при добыче углеводородов.

Поскольку битуминозные аргиллиты были насыщены углеводородами изначально, в них не присутствует никакого цемента, который мог быть привнесен миграцией вод, поэтому скрепляющим материалом в них служит сам битум. Поэтому данная технология будет по своей эффективности похожа на кислотный гидроразрыв пласта.

В качестве растворителя может применяться любое доступное химическое соединение или их смесь, способная растворять целевые битумы, например газовый конденсат, ШФЛУ полученная в процессе подготовки нефти, нефть, углеводородный газ, углекислый газ, толуол, дихлорэтан, четыреххлористый углерод и т.д. Данный способ наиболее эффективен на месторождениях, где в промышленных объемах получают легкие углеводороды, способные растворять целевой битум, а при пластовой температуре и давлении гидроразрыва быть в жидком агрегатном состоянии.

Конкретный пример реализации способа.

На газоконденсатном месторождении добывается газовый конденсат, способный растворять битумы баженовской свиты, часть которой географически приурочена к используемому лицензионному участку. Далее этот конденсат упоминается как растворитель. В одной из добывающих скважин участка вскрывают баженовскую свиту, а в скважину устанавливают скважинное оборудование 1, состоящее из насоса, оборудованного двумя переключающимися наборами клапанов, которые позволяют при их переключении поднимать продукцию в одном случае и залавливать в пласт растворитель в другом. Насос 1 должен быть рассчитан на давление, позволяющее проводить многократные гидроразрывы пласта в баженовской свите. Участок скважины, вскрывающий баженовскую свиту, должен быть отсечен от остальных интервалов скважины пакерами 2. В начале цикла, на прием насоса в скважину подают растворитель, упомянутый выше. Насос 1 поднимает давление в диапазоне вскрытия баженовской свиты до давления выше давления гидроразрыва. В разрабатываемом целевом объекте 3 образуется трещина гидроразрыва 4, которая обеспечивает большую площадь контакта насыщающих пласт битумов и растворителя подаваемого в скважину. Таким образом производится растворение битумов, насыщающих баженовскую свиту, после чего, насос 1 переключают в режим подъема продукции скважины. Растворитель с растворенными битумами поднимают на поверхность, трещина гидроразрыва 4 при этом закрывается. Давление в зоне перфорации скважины падает до минимального значения, обеспечивающего бесперебойную работу насоса 1, после чего повторяют действия, описанные с начала цикла. В процессе отмыва битумов, освобождается занимаемая им пористость, что позволяет на следующем цикле охватить разработкой дополнительный объем пласта. Это приводит к извлечению большего количества продукции, чем было закачано в пласт растворителя и растворено битумов.

Таким образом, предложенная технология позволяет разрабатывать битумиозные аргиллиты и песчаники экстрагирующими гидроразрывами.

Способ разработки пласта, представленного битуминозными песчаниками или аргиллитами, включающий бурение скважины, вскрывающей целевой объект, установку скважинного оборудования, обеспечивающего подъем продукции и задавливание растворителя при давлении выше давления гидроразрыва пласта в участок скважины, вскрывающий целевой объект, отсечение участка скважины, вскрывающего целевой объект, от остальных интервалов пакерами, закачивание циклично в целевой объект через скважину растворителя, способного растворять битумы целевого объекта, под давлением, превышающим давление гидроразрыва пласта, при этом в целевом объекте создаются трещины гидроразрыва пласта в интервале перфорации, обеспечивающие большую площадь контакта растворителя с породой, после чего оставляют скважину на технологическую выстойку на время t, время t определяют в лаборатории, на образцах керна целевого объекта, после технологической выстойки осуществляют подъем растворителя с растворенными в нем битумами на дневную поверхность, а также других углеводородов, ставших доступными для разработки данного пласта из-за увеличения гидродинамических связей, после того как давление в интервале перфорации участка скважины достигло минимального уровня, цикл задавливание-поднятие растворителя повторяют, при этом указанную скважину используют как нагнетательную скважину, при закачке растворителя, и как добывающую, при добыче углеводородов, гидроразрыв пласта ведут без добавления проппанта, обеспечивая тем самым смыкание трещин и подъем всего объема закачанного растворителя.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к повторному гидроразрыву подземного пласта. Способ проведения повторного гидравлического разрыва подземного пласта, в котором проходит скважина, имеющая ряд зон, включает: а) проведение гидравлического разрыва продуктивной зоны внутри подземного пласта, б) изолирование продуктивной зоны, подвергнутой гидравлическому разрыву, от второй зоны в скважине посредством закачки в скважину негидратированной борированной галактоманнановой камеди и сшивающего агента, где до перехода в сшитое состояние негидратированная борированная галактоманнановая камедь содержит борат-ионы, и формирования загущенного временного уплотнения посредством взаимодействия указанной камеди и сшивающего агента, тем самым изолируя указанную продуктивную зону от второй зоны, в) деструкцию загущенного указанного временного уплотнения посредством закачки в скважину агента, снижающего вязкость, и снижения вязкости загущенного временного уплотнения посредством этого агента, закачиваемого в скважину под давлением, недостаточным для создания или расширения трещины в подземном пласте, и г) проведение повторного гидравлического разрыва указанной изолированной зоны после деструкции загущенного временного уплотнения посредством закачки в скважину текучей среды для гидравлического разрыва пласта под давлением, достаточным для создания или расширения трещины в изолированной продуктивной зоне, подвергнутой гидравлическому разрыву.
Изобретение относится к горному делу и может быть применено для освоения и восстановления дебита эксплуатационных скважин, понизившегося вследствие кольматации призабойной зоны асфальтосмолопарафиновыми образованиями и мехпримесями.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для проведения поинтервального многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП) в скважинах преимущественно с горизонтальным окончанием или боковых стволах реанимируемых скважин.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для проведения поинтервального многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП) в скважинах преимущественно с горизонтальным окончанием или боковых стволах реанимируемых скважин.

Изобретение относится к внутрискважинной системе интенсификации, содержащей скважинную трубчатую конструкцию, расположенную в стволе скважины в пласте и имеющую внутреннюю часть и внутренний диаметр, первый затрубный барьер и второй затрубный барьер для изоляции продуктивной зоны, причем первый затрубный барьер расположен наиболее близко к устью скважины, при этом каждый затрубный барьер содержит трубчатую металлическую часть для установки в качестве части скважинной трубчатой конструкции, при этом трубчатая металлическая часть имеет наружную поверхность; разжимную муфту, окружающую трубчатую металлическую часть и имеющую внутреннюю поверхность, обращенную к трубчатой металлической части, а также наружную поверхность, обращенную к стенке ствола скважины, причем каждый конец разжимной муфты соединен с трубчатой металлической частью; затрубное пространство между внутренней поверхностью разжимной муфты и трубчатой металлической частью; прорезь, выполненную в трубчатой металлической части с возможностью впускать текучую среду в упомянутое пространство и имеющую заданный размер прорези, скользящую муфту, имеющую по меньшей мере один профиль и расположенную между двумя затрубными барьерами, а также имеющую закрытое положение и открытое положение, в котором отверстие в скважинной трубчатой конструкции обеспечивает сообщение по текучей среде между внутренней частью скважинной трубчатой конструкции и продуктивной зоной, при этом профиль скользящей муфты расположен на первом расстоянии от прорези затрубного пространства, и отверстие имеет заданный размер отверстия, внутрискважинный инструмент для перевода скользящей муфты из закрытого положения в открытое положение, содержащий корпус инструмента и надувное устройство, выполненное с возможностью надуваться в скважинной трубчатой конструкции для разделения скважинной трубчатой конструкции на первую часть и вторую часть, и по меньшей мере один ключ, выполненный с возможностью зацепления профиля так, что когда надувное устройство надуто и первая часть скважинной трубчатой конструкции находится под избыточным давлением обеспечивается то, что инструмент передвигается вниз по потоку, и ключ вовлекает в движение профиль, что принудительно обеспечивает переход скользящей муфты из закрытого положения в открытое положение, при этом надувное устройство расположено ниже по потоку от прорези второго затрубного барьера так, что затрубное пространство второго затрубного барьера сообщается посредством текучей среды с первой частью скважинной трубчатой конструкции, когда надувное устройство надуто.

Изобретение относится к системе высокого давления для многократного гидравлического разрыва пласта и системе гидравлического клапана трубного монтажа (ГКТМ) для соединения с эксплуатационной колонной для обеспечения возможности изоляции перспективного пласта внутри скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи сверхвязкой нефти, повышение коэффициента охвата неоднородного участка залежи за счет разрушения глинистой перемычки.

Изобретение относится к обработке углеводородных пластов. Способ гидравлического разрыва подземного пласта (ГРПП) с проходящим через него стволом скважины, включающий получение композиции гидроразрыва, содержащей флюид-носитель и компонент сверхвпитывающего полимера (СВП), содержащего один или более из: первый композит проппанта и первый СВП в негидратированной форме, где первый СВП по меньшей мере частично внедрен в свободное пространство проппанта, или покрытый СВП, и закачивание этой композиции в подземный пласт для создания или увеличения трещины.
Изобретение относится к обработке воды, получаемой в ходе операций по обработке скважин. Способ обработки добываемой или возвратной воды из подземного пласта, включающий: смешивание добываемой или возвратной воды из подземного резервуара с серо- или фосфорсодержащим нуклеофильным агентом, где указанная вода содержит полимерный загуститель или его остаток, а также разжижитель, содержащий витамин В1, разжижитель, содержащий илид, или и разжижитель, содержащий витамин В1, и разжижитель, содержащий илид, дезактивацию указанного разжижителя в присутствии серо- или фосфорсодержащего нуклеофильного агента для получения воды, пригодной для рециркуляции, и закачивание рециркуляционной воды в подземный резервуар.

Настоящее изобретение относится к добыче полезных ископаемых и гидролизующимся частицам, используемым при этом. Способ добычи полезных ископаемых, включающий смешивание гидролизующихся частиц и расклинивающего наполнителя с водной дисперсионной текучей средой и введение текучей среды под давлением в рудоспуск, образованный под землей, в котором в качестве гидролизующихся частиц используют сферические частицы, включающие гидролизующуюся смолу и имеющие средний размер частицы D50 в интервале от 300 до 1000 мкм, сферичность не менее 0,8, где гидролизующиеся сферические частицы имеют дисперсионную структуру, включающую гидролизующуюся матричную смолу и легкогидролизующиеся полимерные частицы, диспергированные в матричной смоле и имеющие средний размер частиц от 0,01 до 5 мкм, матричная смола и легкогидролизующийся полимер имеют среднемассовую молекулярную массу (Mw) не менее 5000 и, если их гидролизуемость оценивается коэффициентом сохранения массы после выдерживания в воде при 70ºC в течение 168 ч, гидролизующиеся частицы имеют коэффициент сохранения массы не более 50%, и матричная смола, содержащаяся в гидролизующихся частицах, имеет коэффициент сохранения массы не менее 90%.
Изобретение относится к обработке воды, получаемой в ходе операций по обработке скважин. Способ обработки добываемой или возвратной воды из подземного пласта, включающий: смешивание добываемой или возвратной воды из подземного резервуара с серо- или фосфорсодержащим нуклеофильным агентом, где указанная вода содержит полимерный загуститель или его остаток, а также разжижитель, содержащий витамин В1, разжижитель, содержащий илид, или и разжижитель, содержащий витамин В1, и разжижитель, содержащий илид, дезактивацию указанного разжижителя в присутствии серо- или фосфорсодержащего нуклеофильного агента для получения воды, пригодной для рециркуляции, и закачивание рециркуляционной воды в подземный резервуар.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам извлечения нефти из неоднородных по проницаемости нефтяных пластов. По одному варианту в способе извлечения нефти из неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающем приготовление и закачку в пласт мицеллярного раствора - МР, содержащего углеводородную жидкость - УЖ, поверхностно-активное вещество - ПАВ, изопропиловый спирт и пресную воду, предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины - НПНС при начальном давлении закачки и минерализацию воды - МВ, при НПНС 100-250 м3/сут и МВ 0,15 г/дм3 закачивают МР в объеме 2-10 м3 на 1 м толщины продуктивного пласта - м3/м ТПП, в качестве ПАВ используют оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 4 или 6, или водно-спиртовой раствор смеси моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля 90 мас.

Изобретение относится к использованию закупоривающих агентов и смесей, их содержащих, для интенсификации добычи углеводородов из подземных пластов. Способ интенсификации добычи углеводородов из подземного пласта, через который проходит ствол скважины, включающий стадии, на которых заливают смесь, содержащую растворимый закупоривающий агент и проппант, в высокопроницаемую зону трещины внутри подземного пласта вблизи ствола скважины, расклинивают в открытом состоянии по меньшей мере часть высокопроницаемой зоны проппантом смеси и блокируют по меньшей мере часть высокопроницаемой зоны закупоривающим агентом, закачивают флюид в подземный пласт и в зону пласта с более низкой проницаемостью, расположенную дальше от ствола скважины, растворяют закупоривающий агент, блокирующий по меньшей мере часть высокопроницаемой зоны вблизи ствола скважины, и добывают углеводороды из высокопроницаемой зоны и зоны с более низкой проницаемостью.
Настоящее изобретение относится к способу извлечения битума. Способ включает стадию обработки нефтеносных песков простым гликолевым эфиром, блокированным пропиленоксидом на концах цепи.

Изобретение относится к способу добычи нефти из пласта. Способ добычи нефти из нефтеносного пласта, включающий смешивание анионогенного поверхностно-активного вещества - АПАВ, воды, полимера, бикарбоната щелочного металла и жидкого аммиака с образованием композиции для извлечения нефти, имеющей рН менее 10, измеренный при 25°C, введение полученной композиции в нефтеносный пласт, контактирование ее с нефтью в нефтеносном пласте и добычу нефти из нефтеносного пласта после введения указанной композиции.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано на нефтяных промыслах при добыче высоковязкой нефти из осложненных, глубоких скважин, а именно из скважин, эксплуатируемых установками винтовых насосов.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к устройствам по закачке жидкого диоксида углерода в нефтедобывающую скважину. Технический результат - снижение энергетических затрат, исключение риска образования газовых гидратов, интенсификация добычи трудноизвлекаемых запасов высоковязкой нефти.

Группа изобретений относится к способам, применимым к стволу скважины, проходящему через подземный пласт. Отклоняющая композиция содержит обрабатывающий флюид, содержащий не образующие перемычек волокна и частицы, содержащие разлагаемый материал.

Изобретение относится к композитному материалу и способу его применения в операциях по обработке скважин. Композитный материал для обработки скважины включает агент для модификации поверхности, покрывающий по крайней мере частично твердую частицу и содержащий гидрофобный хвост и якорный фрагмент для фиксации гидрофобного хвоста к твердой частице, где якорным фрагментом является производное органической фосфорсодержащей кислоты и дополнительно, где по меньшей мере одно из следующих условий имеет приоритетное значение: (а) гидрофобный хвост содержит перфорированную группу приведенной структуры, (б) гидрофобный хвост является фторсодержащим остатком, характеризующимся приведенной структурой, (в) агент для модификации поверхности характеризуется приведенной формулой или (г) агент для модификации поверхности выбирают из приведенной группы.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для закачки воды или интенсификации отбора нефти путем кислотной обработки скважин, в частности водным раствором соляной кислоты.

Изобретение относится к области нефтедобывающей промышленности, а именно к повышению эффективности разработки битуминозных аргиллитов и песчаников. Первоначально бурят скважину, вскрывающую целевой объект, и устанавливают скважинное оборудование, обеспечивающее подъем продукции скважины и задавливание растворителя при давлении выше гидроразрыва пласта. Отсекают участок скважины, вскрывающий целевой объект, от остальных интервалов пакерами. В целевой объект через скважину закачивают циклично растворитель, способный растворять битумы целевого объекта. В начале цикла в скважину подают растворитель под давлением, превышающим давление гидроразрыва пласта, при этом в целевом объекте создаются трещины гидроразрыва пласта в интервале перфорации, обеспечивающие большую площадь контакта растворителя с большим объемом битуминозных пород, экстрагируют из них битумы. Гидроразрыв пласта ведут без добавления проппанта, обеспечивая тем самым смыкание трещин, что позволяет рассчитывать на отсутствие потерь растворителя в процессе разработки. После чего оставляют скважину на технологическую выстойку на время t. Время t определяют в лаборатории, на образцах керна целевого объекта. После технологической выстойки осуществляют подъем растворителя с растворенными в нем углеводородами на дневную поверхность, а также других углеводородов, ставших доступными для разработки данного пласта из-за увеличения гидродинамических связей. Для этого скважинное оборудование, которое перед этим обеспечивало задавливание в объект растворителя, переключают в режим подъема продукции скважины. После того как давление в интервале перфорации участка скважины достигло минимального уровня, цикл задавливание-поднятие растворителя повторяют, повторяя действия, описанные с начала цикла. Поскольку трещины, полученные гидроразрывом, при разработке битуминозных аргиллитов закрываются полностью, потери растворителя в процессе разработки минимальны. При этом указанную скважину используют как нагнетательную, при закачке растворителя, и как добывающую, при добыче углеводородов. Технический результат заключается в повышении коэффициента нефтеотдачи. 4 ил.

Наверх