Патенты автора Шайхутдинов Дамир Камилевич (RU)
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности разработки залежи, исключение прорыва попутно-добываемой воды к забою скважин, сохранение структуры пласта, выравнивание фронта вытеснения нефти и увеличение добычи нефти. В способе разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти на поздней стадии разработки определяют обводненность в горизонтальных добывающих скважинах и температуру пласта. Выбирают пару скважин - добывающую и расположенную выше горизонтальную нагнетательную с обводненностью горизонтальной добывающей скважины более 98%. Прекращают закачку пара в выбранной горизонтальной нагнетательной скважине. Выбранную горизонтальную добывающую скважину переводят под закачку попутно-добываемой воды с добавлением поверхностно-активного вещества ПАВ в объеме 30-180 м3/сут с температурой выше начальной температуры пласта на 30°С и более, но ниже условий парообразования в пласте. Концентрация ПАВ на 1 м3 попутно-добываемой воды составляет от 0,1 до 10% в зависимости от температуры закачиваемой попутно-добываемой воды. Одновременно с закачкой попутно-добываемой воды с ПАВ замеряют температуру и давление в выбранной горизонтальной нагнетательной скважине. При достижении температуры парообразования в выбранной горизонтальной нагнетательной скважине останавливают закачку попутно-добываемой воды с ПАВ в выбранную горизонтальную добывающую скважину. После переводят выбранную горизонтальную нагнетательную скважину под отбор продукции пласта. При снижении температуры на 5-10% в выбранной горизонтальной нагнетательной скважине возобновляют закачку попутно-добываемой воды с ПАВ в выбранную горизонтальную добывающую скважину. Причем при увеличении обводненности на 10-15% и снижении температуры на 5-20% в выбранной горизонтальной нагнетательной скважине уменьшают объем закачки попутно-добываемой воды с ПАВ на 15-25% в выбранной горизонтальной добывающей скважине, а при увеличении обводненности на 10-15% и увеличении температуры на 5-20% в выбранной горизонтальной нагнетательной скважине увеличивают объем закачки попутно-добываемой воды с ПАВ на 15-25% в выбранной горизонтальной добывающей скважине. 2 ил., 1 табл.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти на поздней стадии разработки за счет расширения области теплового воздействия при одновременном снижении затрат, регулируемое завершение разработки залежи с сохранением структуры пласта, расширение технологических возможностей. В способе разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки горизонтальные пароциклические скважины размещают на периферии залежи, парные горизонтальные нагнетательные и добывающие скважины размещают в центральной части залежи. В горизонтальных добывающих скважинах располагают устройства контроля температуры и давления. На ранней стадии разработки осуществляют закачку пара в горизонтальные пароциклические и парные горизонтальные нагнетательные и добывающие скважины для прогрева продуктивного пласта, прекращают подачу пара для термокапиллярной пропитки залежи, затем горизонтальные добывающие скважины переводят под отбор продукции, горизонтальные нагнетательные скважины - под закачку пара. Горизонтальные пароциклические скважины эксплуатируют циклами - последовательными закачкой пара и отбором продукции. На поздней стадии разработки выбирают горизонтальные пароциклические и парные горизонтальные нагнетательные и добывающие скважины с нерентабельным дебитом - с паронефтяным отношением больше 10. В указанных нерентабельных горизонтальных пароциклических и горизонтальных нагнетательных скважинах осуществляют регулируемое снижение объема закачки пара, исключающее резкое снижение давления - более 0,05 МПа/сут и температуры - более 1°С/сут в паровой камере, до температуры парообразования воды при начальном давлении в пласте. Указанные нерентабельные горизонтальные пароциклические скважины переводят под закачку горячей воды, а указанные нерентабельные горизонтальные нагнетательные скважины - под закачку газа. При достижении обводненности в указанных нерентабельных горизонтальных добывающих скважинах 98% и более их также переводят под закачку газа. 2 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – повышение эффективности извлечения нефти, исключение прорыва теплоносителя в газовые шапки, повышение эффективности закачки пара, повышение качества добываемой продукции, снижение паронефтяного отношения. В способе разработки залежи сверхвязкой нефти с газовой шапкой бурят горизонтальные добывающие скважины, определяют радиус внешнего контура газонефтяного контакта ГНК по данным бурения горизонтальных добывающих скважин, при радиусе внешнего контура ГНК от 750 м и более бурят горизонтальные нагнетательную и газодобывающую скважины в газовой шапке, горизонтальные газодобывающую и нагнетательную скважины оборудуют фильтрами, при радиусе внешнего контура ГНК менее 750 м бурят вертикальные нагнетательную и газодобывающую скважины в газовой шапке, перфорируют вертикальные скважины у кровли пласта, устанавливают устройства контроля температуры и давления в горизонтальных добывающих и газодобывающей скважинах, регулируют давление в газовой шапке в диапазоне не выше давления в нефтяной части залежи на 5-15% и не ниже давления в нефтяной части залежи на 15-25% последовательной закачкой пара и газа в объемном соотношении П:Г - 1:10-25 в нагнетательную скважину и одновременным отбором газа через газодобывающую скважину из газовой шапки с созданием парогазовой камеры, затем после достижения температуры в газодобывающей скважине, равной 80-100% температуры парообразования, останавливают отбор газа и отбирают продукцию из горизонтальной добывающей скважины. 2 ил., 1 пр.
Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - увеличение коэффициента извлечения нефти, увеличение продолжительности эксплуатации месторождения с одновременным снижением затрат на прогрев пласта на 25%. В способе разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием до начала строительства скважин строят карту кровли продуктивного пласта и карту эффективных нефтенасыщенных толщин, выбирают участок залежи с нефтенасыщенной толщиной продуктивного пласта более 6,5 м. Со стороны падения гипсометрических отметок кровли в сторону его роста бурят горизонтальный участок добывающей скважины. Нагнетательную скважину бурят навстречу добывающей, располагая над горизонтальным участком добывающей скважины восходящий участок нагнетательной скважины с углом восхождения до 7°. Закачку теплоносителя осуществляют через нагнетательную скважину. Отбор продукции осуществляют из добывающей скважины с контролем температуры. 1 ил., 1 пр.
Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений. Технический результат - снижение затрат на прогрев продуктивного пласта за счет исключения прорыва теплоносителя к забою добывающих скважин, что в совокупности приводит к экономии энергетических ресурсов и увеличению коэффициента извлечения нефти. Способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием включает строительство в пределах одного пласта параллельных горизонтальных или наклонно-горизонтальных скважин и одной дополнительной горизонтальной или наклонно-горизонтальной скважины, расположенной на равном расстоянии от забоев указанных скважин, исключающем прорыв теплоносителя, но позволяющем создать гидродинамическую связь с параллельными скважинами, закачку теплоносителя в пласт и отбор продукции из него. Все скважины эксплуатируют в пароциклическом режиме с отбором после термокапилярной пропитки. Из параллельных скважин ведут отбор с контролем температуры отбираемой продукции. Закачку теплоносителя в параллельные скважины ведут от входа в пласт, а в дополнительной скважине - со смещением интервала закачки, устанавливая этот интервал напротив одной из параллельных скважин с наименьшей температурой отбираемой продукции. Для исключения прорыва теплоносителя и поддержания температуры в паровой камере отбор продукции из дополнительной скважины увеличивают, если средняя температура отбираемой продукции из горизонтальных скважин вырастает более чем на 5%, либо уменьшают, если средняя температура отбираемой продукции из горизонтальных скважин снижается более чем на 5%. 1 ил., 1 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности технологии парогравитационного дренирования в залежи с наклоном кровли продуктивного пласта, исключение прорыва теплоносителя в добывающую скважину, повышение охвата паротепловым воздействием, снижение негативных последствий ухода пара вверх по структуре и ускорение достижения термогидродинамической связи. В способе разработки залежи высоковязкой нефти или битума строят карту кровли продуктивного пласта и карту эффективных нефтенасыщенных толщин, выбирают участок залежи с толщиной продуктивного пласта более 6,5 м. Бурят сетку горизонтальных и/или наклонно-горизонтальных добывающих скважин. После исследований горизонтальных и/или наклонно-горизонтальных добывающих скважин определяют, где происходит падение гипсометрических отметок перпендикулярно оси у забоя горизонтальной и/или наклонно-горизонтальной добывающей скважины. Располагают вертикальную нагнетательную скважину со стороны падения кровли продуктивного пласта у забоя горизонтальной или наклонно-горизонтальной добывающей скважины со смещением от оси горизонтального ствола вниз по структуре на расстояние от 5 до 20 м. Создают сообщение вертикальной нагнетательной скважины с продуктивным пластом общим интервалом вскрытия не менее половины толщины продуктивного пласта, располагаемым по вертикали на расстоянии не более 6 м от забоя добывающей скважины. Пар в вертикальную нагнетательную скважину нагнетают с режимами закачки, исключающими прорыв в близлежащую добывающую скважину благодаря контролю в ней температуры. В начальный период в добывающие и нагнетательные скважины выполняют закачку пара для создания между скважинами гидродинамической связи и прогрева их призабойных зон, после прогрева призабойных зон горизонтальные и/или наклонно-горизонтальные скважины переводят под добычу, а вертикальные - под нагнетание. 2 ил., 1 табл., 1 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - исключение прорыва теплоносителя к подстилающим пластовым водам, увеличение коэффициента извлечения нефти, экономия энергетических ресурсов. Способ разработки залежей высоковязких нефтей и битумов при тепловом воздействии включает строительство добывающей скважины с горизонтальным вскрытым участком в продуктивном пласте, строительство нагнетательной скважины с горизонтальным вскрытым участком, расположенным над аналогичным участком добывающей скважины в этом же пласте, определение по геофизическим исследованиям нефтенасыщенности в зоне добывающей скважины, в зависимости от нефтенасыщенности в интервалы с наименьшей нефтенасыщенностью закачку водонепроницаемого состава, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции пласта из добывающей скважины. В нагнетательной и добывающей скважинах по геофизическим исследованиям определяют интервалы с наименьшей нефтенасыщенностью, в которые закачивают водонепроницаемый состав с запасом 2 м с каждой стороны через нагнетательную и добывающую скважины. В качестве водонепроницаемого состава используют гелеобразующий термостойкий состав. После технологической выдержки для схватывания водонепроницаемого состава, но до закачки пара, стволы нагнетательной и добывающей скважин освобождают от остатков этого состава. 1 ил., 1 пр.
Изобретение относится к области горного дела и может быть использовано для разработки залежей углеводородных флюидов, в частности при добыче высоковязкой нефти и природного битума с высоким газовым фактором. Технический результат - исключение прорыва теплоносителя в газовые шапки, снижение энергетических и материальных затрат на прогрев продуктивного пласта. В способе разработки залежи битуминозной нефти из горизонтальной скважины, включающем исследование месторождения для выделения участков с наличием газовых шапок, строительство горизонтальной скважины под газовой шапкой с вскрытием продуктивного пласта, бурение оценочных скважин над горизонтальной скважиной с вскрытием газовой шапки, спуск в горизонтальную скважину насосно-компрессорных труб НКТ, циклическую подачу водяного пара по НКТ с ожиданием термокапиллярной пропитки и отбор продукции скважины, предварительно определяют наличие куполообразных поднятий, в которых располагаются газовые шапки, горизонтальные скважины строят под этими поднятиями, пару оценочных скважин бурят по оси горизонтальной скважины за ее пределами на расстоянии, позволяющем изолировать пространство газовой шапки над горизонтальной скважиной, перед закачкой пара в горизонтальную скважину в оценочные скважины закачивают наполнитель для изоляции пространства газовой шапки над горизонтальной скважиной. 2 ил., 1 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - заканчивание скважин при тепловом воздействии без разрушения структуры пласта с одновременным снижением затрат. Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки включает строительство расположенных друг над другом горизонтальных скважин, закачку пара в верхнюю нагнетательную скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор нефти через нижнюю добывающую скважину, закачку попутно добываемой воды в нагнетательную скважину после достижения проектной величины остаточной нефтенасыщенности и отмены закачки пара. При строительстве скважин их оборудуют устройствами контроля температуры и давления. После достижения отношения закачанного объема пара к отбираемому объему нефти больше 10 закачку попутно добываемой воды в нагнетательную скважину и отмену закачки пара производят после регулируемого снижения закачки пара в нагнетательную скважину при помощи устройств контроля, исключающих резкое снижение давления более 0,05 МПа/сут и температуры более 1°С/сут в паровой камере до температуры парообразования воды при пластовом давлении. 1 ил.
Изобретение относится к области горного дела и может быть использовано для разработки залежей углеводородных флюидов, в частности, при добыче высоковязкой нефти и природного битума с высоким газовым фактором. Технический результат – исключение прорыва теплоносителя в газовые шапки, увеличение коэффициента извлечения нефти с одновременным уменьшением затрат на прогрев продуктивного пласта. Способ разработки залежи битуминозной нефти из горизонтальной скважины включает исследование месторождения для выделения участков с наличием газовых шапок, строительство горизонтальной скважины под газовой шапкой с вскрытием продуктивного пласта, бурение оценочной скважины над горизонтальной скважиной с вскрытием газовой шапки, спуск в горизонтальную скважину насосно-компрессорных труб НКТ, циклическую подачу водяного пара по НКТ с ожиданием термокапиллярной пропитки и отбор продукции скважины. Оценочную скважину бурят с горизонтальным окончанием, располагаемым в нижней части газовой шапки над горизонтальной скважиной. Перед закачкой пара в горизонтальную скважину закачивают наполнитель в горизонтальное окончание для заполнения пространства газовой шапки над горизонтальной скважиной до кровли пласта. 1 ил., 1 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат – вовлечение в разработку зоны повышенной продуктивности, повышение охвата залежи за счет бурения дополнительных стволов с учетом плотности закачиваемого теплоносителя, увеличение коэффициента извлечения нефти. Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума включает геофизические исследования залежи, строительство выше водонефтяного контакта горизонтальных скважин с дополнительными стволами, последовательную закачку теплоносителя и отбор продукции из горизонтальных скважин. С помощью геофизических исследований и по данным отбора керна определяют среднюю нефтенасыщенную толщину залежи. Выделяют участки с начальной нефтенасыщенной толщиной более 10% выше средней по залежи. Выбирают из этих участков те, которые находятся на расстоянии от горизонтального ствола не более 90% расстояния между соседними горизонтальными скважинами. Дополнительные стволы бурят со вскрытием выбранных участков, причем зенитный угол дополнительных стволов выбирают в зависимости от плотности закачиваемого теплоносителя. 2 ил., 1 пр.
Способ разработки залежи битуминозной нефти // 2652245
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - снижение затрат тепловой энергии, увеличение темпов отбора извлекаемых запасов, увеличение добычи нефти в начальный период разработки, снижение риска попадания горизонтальной добывающей скважины в пласты с высокой вязкостью нефти, увеличение коэффициента охвата. Способ разработки залежи битуминозной нефти включает строительство пар горизонтальных верхней и нижней скважин, горизонтальные участки которых размещены один над другим в вертикальной плоскости продуктивного пласта, оснащенных колонной насосно-компрессорных труб НКТ, позволяющих вести одновременно закачку теплоносителя и отбор продукции, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции через нижнюю горизонтальную скважину по НКТ. Перед началом разработки производят бурение одной или нескольких вертикальных скважин по любой известной сетке в районе предполагаемой разработки залежи нефти. Геофизическими исследованиями или исследованиями по керну в них определяют вязкость по вертикальному разрезу пласта, определяют среднюю вязкость продукции пласта, выделяют две зоны, первая из которых расположена выше горизонтальной границы, ниже которой вязкость превышает среднюю не более чем в 2 раза, во второй зоне вязкость превышает среднюю более чем в 3 раза. Выбирают для строительства скважин участок, на котором расстояние между зонами не превышает 15 м, в первой зоне, но не ближе 8 м от кровли пласта и не ближе 1 м от водонефтяного контакта ВНК или подошвы пласта строят пары верхних и нижних горизонтальных скважин. Если нижняя скважина была пробурена на уровне 4 м или выше уровня ВНК, то во второй зоне между парами горизонтальных верхней и нижней скважин не ниже 1 м над уровнем ВНК или подошвы пласта бурят уплотняющую горизонтальную скважину как можно ниже, но не ниже 15 м от уровня соответствующих горизонтальных нижних скважин. Горизонтальную уплотняющую скважину эксплуатируют в пароциклическом режиме до установления гидродинамической связи с парами горизонтальных скважин, после чего ее переводят под постоянную добычу нефти. 2 ил., 1 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - предотвращение снижения забойного давления в добывающих горизонтальных скважинах, снижение затрат тепловой энергии, увеличение темпов отбора извлекаемых запасов, повышение коэффициента извлечения нефти. Способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума включает строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающей и нагнетательной скважин, а также вертикальных наблюдательных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры. При этом разработку месторождения высоковязкой нефти ведут с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины и отбора жидкости из добывающих скважин с контролем объема паровой камеры. Осуществляют строительство для нагнетания рабочего агента дополнительных вертикальных скважин на расстоянии до добывающих скважин, обеспечивающем создание гидродинамической связи, причем дополнительные вертикальные скважины строят после снижения забойного давления в добывающих скважинах на протяжении 3-6 месяцев на 20-70% на расстоянии от добывающих скважин, исключающем прорыв рабочего агента и обеспечивающем гидродинамическую связь до закачки рабочего агента. Дополнительные вертикальные скважины вскрывают на всю толщину пласта выше уровня, расположенного ниже на 0,5 м нижней добывающей скважины. В качестве рабочего агента используют воду, которую в дополнительные вертикальные скважины закачивают в объеме, не превышающем разницы суммарных объемов добываемой жидкости из добывающих скважин, гидродинамически связанных с соответствующими дополнительными вертикальными скважинами, и закачиваемого теплоносителя - пара в нагнетательные скважины, расположенные над этими добывающими скважинами. 1 ил., 1 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - вовлечение в разработку слабопроницаемых зон, повышение равномерности вытеснения, повышение охвата воздействием, создание равномерной паровой камеры в неоднородном по проницаемости пласте. Способ разработки зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума включает определение в залежи зон с различной проницаемостью, строительство выше водонефтяного контакта горизонтальной скважины с дополнительными стволами, вскрывающими слабопроницаемые зоны, закачку теплоносителя и отбор продукции. Бурение дополнительных стволов производят в одной горизонтальной плоскости с основным горизонтальным стволом в слабопроницаемые зоны с проницаемостью, в два и более раз меньшей относительно средней проницаемости залежи. Закачку пара производят давлением, не превышающим давления гидроразрыва пласта, в объеме не менее 10 т на 1 м суммарной длины горизонтального участка основного ствола и дополнительных стволов, а отбор - при давлении не ниже давления разрушения стенок дополнительных стволов, причем между закачкой и отбором производят термокапиллярную пропитку залежи. 1 ил., 1 пр.
Способ разработки залежи битуминозной нефти // 2630330
Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - увеличение коэффициента извлечения нефти с одновременным снижением затрат на прогрев продуктивного пласта за счет исключения прорыва теплоносителя в газовые шапки. Способ разработки залежи битуминозной нефти включает бурение горизонтальной добывающей скважины и расположенной над ней вертикальной нагнетательной скважины, закачку рабочего агента через нагнетательную скважину и отбор продукции пласта через добывающую скважину. До начала строительства производят исследования месторождения для выделения участков с наличием газовых шапок, при строительстве в скважинах располагают устройства контроля давления. Забой вертикальной скважины располагают на 5-10 м выше средней части горизонтальной скважины. Горизонтальные и вертикальные скважины вскрывают ниже газовой шапки. В качестве рабочего агента применяют водяной пар, который нагнетают при давлении, не превышающем давление в газовой шапке, сначала в обе скважины до создания проницаемой зоны между вскрытыми участками скважин, после чего горизонтальную скважину переводят под отбор продукции. 1 ил., 1 пр.
Способ разработки залежи битуминозной нефти // 2627795
Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - увеличение коэффициента извлечения нефти на залежах с наличием газовых шапок c одновременным снижением затрат за счет исключения прорыва теплоносителя в газовые шапки. Способ разработки залежи битуминозной нефти включает строительство добывающей и нагнетательной скважин с горизонтальными участками, располагаемыми один над другим в продуктивном пласте залежи, нагнетание водяного пара в обе скважины до создания проницаемой зоны между горизонтальными участками, нагнетание водяного пара в верхнюю нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней добывающей скважины. Причем до начала строительства производят исследования залежи для выделения участков с наличием газовых шапок, горизонтальные участки скважин располагают ниже газовой шапки, при строительстве в скважинах располагают устройства контроля давления. Закачку пара в обе скважины, а потом в нагнетательную скважину производят при давлении, не превышающем давления в газовой шапке. 1 ил., 1 пр.
Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - увеличение коэффициента извлечения нефти с одновременным снижением затрат на прогрев продуктивного пласта за счет исключения прорыва теплоносителя в газовые шапки. Способ разработки залежи битуминозной нефти из горизонтальной скважины включает строительство горизонтальной скважины с вскрытием продуктивного пласта, спуск насосно-компрессорных труб НКТ, подачу теплоносителя по НКТ и отбор продукции скважины. До начала строительства скважины производят исследования месторождения для выделения участков с наличием газовых шапок. Бурят оценочную скважину над горизонтальной скважиной с вскрытием газовой шапки. Горизонтальную скважину располагают под газовой шапкой. При строительстве в скважинах располагают устройства контроля давления и температуры. В качестве рабочего агента для оценочной скважины применяют инертный газ, который нагнетают в газовую шапку, соблюдая условие, что давление в газовой шапке должно быть больше на 5-20% давления нагнетания рабочего агента в горизонтальную скважину. В качестве рабочего агента для горизонтальной скважины применяют водяной пар, который нагнетают циклически, сочетая с ожиданием термокапиллярной пропитки и последующим отбором продукции по НКТ. 1 ил., 1 пр.
Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - увеличение коэффициента извлечения нефти на залежах с низким пластовым давлением и наличием газовых шапок с одновременным снижением затрат на прогрев продуктивного пласта за счет исключения прорыва теплоносителя в газовые шапки. Способ разработки залежи битуминозной нефти из горизонтальной скважины включает строительство горизонтальной скважины с вскрытием продуктивного пласта, спуск насосно-компрессорных труб НКТ, подачу теплоносителя по НКТ и отбор продукции скважины. До начала строительства горизонтальной скважины производят исследования месторождения для выделения участков с наличием газовых шапок. Горизонтальную скважину располагают под газовой шапкой. При строительстве в ней располагают устройство контроля давления и температуры. В качестве рабочего агента применяют водяной пар, который циклически нагнетают при давлении, не превышающем давление в газовой шапке, сочетая с ожиданием термокапиллярной пропитки и последующим отбором продукции по НКТ. 1 ил., 1 пр.
Способ разработки залежи битуминозной нефти // 2623407
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке месторождения битуминозной нефти без больших затрат времени и средств на прогрев зон пласта, неохваченных прогревом и добычей. Технический результат – повышение эффективности способа за счет снижение затрат тепловой энергии и увеличения темпов отбора извлекаемых запасов. По способу осуществляют строительство пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин. Их горизонтальные участки размещают один над другим в вертикальной плоскости продуктивного пласта. Скважины оснащают колоннами насосно-компрессорных труб - НКТ, позволяющими вести одновременно закачку теплоносителя и отбор продукции, закачку теплоносителя, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции через нижнюю добывающую скважину по НКТ. Предварительно проводят исследование залежи на определение пластов с вертикально неоднородной по вязкости продукции структурой. Определяют среднюю динамическую вязкость нефти в пластовых условиях на выбранном для строительства скважин участке залежи и зоны пласта с вязкостью, превышающей среднюю в 1,2 и более раза. Выше этой зоны, но не ближе 8-10 м от кровли пласта и не ближе 1-3 м водонефтяного контакта - ВНК или подошвы пласта строят горизонтальную добывающую скважину. Закачкой пара в верхнюю нагнетательную и нижнюю добывающую скважины осуществляют прогрев межскважинной зоны продуктивного пласта и получают гидродинамическую связь между скважинами. Оставляют упомянутые скважины на термокапиллярную пропитку. Через нагнетательную скважину закачивают пар, а добывающую скважину переводят под добычу в расчете на ускоренные сроки достижения промышленного притока битуминозной нефти с увеличенными темпами ее отбора. 2 ил., 1 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - снижение затрат энергии и времени на достижение гидродинамической связи между горизонтальными скважинами пары, исключение повышения давления в межскважинной зоне после начального прогрева. Способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума включает строительство пары горизонтальных верхней и нижней скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости продуктивного пласта и оснащены колоннами насосно-компрессорных труб (НКТ), позволяющих вести закачку теплоносителя и отбор продукции. В начале реализации способа закачку теплоносителя в виде пара осуществляют в нижнюю скважину, а отбор - из верхней скважины. После повышения температуры в верхней горизонтальной скважине на 20-40°С выше начала подвижности нефти в прискважинной зоне пласта закачку теплоносителя в нижнюю горизонтальную скважину прекращают с продолжением отбора из верхней скважины. При снижении температуры в верхней горизонтальной скважине более 10°С в первые сутки закачку теплоносителя в нижнюю горизонтальную скважину возобновляют до температуры в верхней горизонтальной скважине на 20-40°С выше начала подвижности нефти в прискважинной зоне пласта. Циклы повторяются до получения снижения температуры в верхней скважине со скоростью, равной или менее 10°С, или увеличения температуры в ней в первые сутки после остановки закачки теплоносителя, после чего верхнюю горизонтальную скважину переводят под закачку теплоносителя, а нижнюю горизонтальную скважину - под отбор до полной выработки месторождения. 1 ил., 1 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение отбора продукции пласта и коэффициента извлечения нефти по месторождению без больших затрат на прогрев зон пласта, не охваченных прогревом и добычей, экономия растворителя за счет избирательной закачки. Способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума включает строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, а также дополнительных горизонтальных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры. Разработку месторождения нефти или битума ведут с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины и отбора жидкости из добывающих скважин с контролем объема паровой камеры. В качестве теплоносителя используется перегретый пар или пар с инертным газом. Дополнительную скважину строят между добывающей и нагнетательной скважинами в паре в диапазоне от 1/3 до 2/3 расстояния между ними. Растворитель закачивают только через дополнительную скважину поинтервально в зоны наименьшего прогрева. Контроль за состоянием паровой камеры ведут снятием термограммы в добывающей горизонтальной скважине с дополнительным определением зон наименьшего прогрева. 1 ил., 1 пр.
СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ // 2578137
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти. Технический результат - повышение нефтеотдачи пласта, снижение обводненности продукции, уменьшение объемов закачки вытесняющего агента, поддержание пластового давления, отсутствие снижения температуры пластового флюида, разогретого от закачки теплоносителя в стволе добывающей скважины, что облегчает его подъем на поверхность. Способ разработки залежи высоковязкой нефти включает бурение вертикальных нагнетательных и наклонно горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Вертикальную скважину бурят на расстоянии 1-10 м от забоя наклонно горизонтальной скважины. Вертикальную скважину перфорируют от кровли пласта до отметки на 1-2 м выше водонефтяного контакта ВНК. Для разобщения интервала перфорации вертикальной скважины на два интервала в вертикальной скважине устанавливают пакер в интервале ниже кровли пласта на 4 м и выше ВНК на 5 м. В вертикальной скважине устанавливают оборудование, позволяющее регулировать закачку пара в каждом интервале вертикальной скважины. Наклонно горизонтальную скважину оборудуют температурными датчиками. В начальный период в наклонно горизонтальную скважину и вертикальную скважину выполняют закачку пара для создания между скважинами гидродинамической связи и прогрева их призабойных зон. После прогрева призабойных зон наклонно горизонтальную скважину переводят под добычу, а вертикальную скважину переводят под нагнетание. По показаниям температурных датчиков определяют интервал прорыва пара. При прорыве пара ближе к забою наклонно горизонтальной скважины прекращают закачку в нижний интервал вертикальной скважины, при прорыве пара ближе к точке входа в пласт наклонно горизонтальной скважины прекращают закачку в верхний интервал вертикальной скважины. После выравнивания температурных показаний в наклонно горизонтальной скважине закачку в интервалы вертикальной скважины возобновляют. Изменяют объем закачки теплоносителя в вертикальную скважину и отбор жидкости из наклонно горизонтальной скважины для снижения скорости прорыва пара в наклонно горизонтальной скважине и изменения размеров паровой камеры. 1 пр., 1 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи пласта, снижение обводненности продукции, уменьшение объемов закачки вытесняющего агента, поддержание пластового давления и температуры в стволе добывающей скважины. Способ разработки залежей высоковязких нефтей и битумов при тепловом воздействии включает строительство добывающей скважины с горизонтальным вскрытым участком в продуктивном пласте, строительство нагнетательной скважины с горизонтальным вскрытым участком, расположенным над аналогичным участком добывающей скважины в этом же пласте, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции пласта из добывающей скважины. Горизонтальные скважины бурят параллельно в противоположных направлениях с размещением забоя напротив входа горизонтальной близлежащей скважины в пласт. По геофизическим исследованиям определяют нефтенасыщенность в зоне добывающей скважины. В зависимости от нефтенасыщенности в интервалы с наименьшей нефтенасыщенностью закачивают водонепроницаемый состав. Для исключения гидродинамической связи изоляцию указанных участков производят с охватом смежных участков по 2-3 м с каждой стороны. Закачку теплоносителя над изолированным участком добывающей скважины производят в меньшем объеме по сравнению с другими зонами за счет того, что по стволу горизонтальной нагнетательной скважины интервал вскрытия больше в 2 раза над изолированными участками горизонтальной добывающей скважины, чем над другими зонами. 1 ил., 1 пр.
