Патенты автора Ахметзянов Фаниль Муктасимович (RU)

Изобретение относится к способу эксплуатации парных скважин, добывающих высоковязкую нефть, с поддержанием пластового давления. Способ эксплуатации парных скважин, добывающих высоковязкую нефть, с поддержанием пластового давления включает разбуривание участка сеткой оценочных вертикальных скважин. Проводят комплексные геофизические исследования скважин. Определяют места размещения пары горизонтальных добывающей и нагнетательной скважин. Осуществляют строительство на участке горизонтальных нагнетательной скважины и добывающей скважины. Спускают в нагнетательную скважину две колонны насосно-компрессорных труб. Осуществляют размещение в добывающей скважине оптоволоконного кабеля и насосно-компрессорной трубы с насосом и датчиками температуры. Проводят регулируемую закачку пара в нагнетательную скважину через колонны насосно-компрессорных труб. Устанавливают режим работы пары скважин, при котором насос работает при температуре жидкости на входе, равной максимально допустимой по условиям работы. Эксплуатируют пару скважин в течение 2-8 лет. При объеме остаточных извлекаемых запасов нефти от 25 до 75% от начального объема извлекаемых запасов нефти, приходящихся на пару скважин, на кусте выделяют как минимум одну соседнюю горизонтальную добывающую скважину с обводненностью не менее 60%. На данном кусте скважин осуществляют бурение шурфа глубиной 70-80 м. Шурф оборудуют устьевой арматурой и спускают две колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), одну - в центральную часть шурфа, вторую - на 25-30 м ниже конца первой колонны. Собирают трубопровод от устья как минимум одной соседней добывающей скважины к устьевой арматуре шурфа, который соединяют с колонной НКТ, спускаемой в центральную часть шурфа. Собирают трубопровод к затрубной линии горизонтальной добывающей скважины и трубопровод к затрубной линии устьевой арматуры шурфа, который проводят к сборному нефтепроводу. Соединяют вторую колонну НКТ с трубопроводом, ведущим к затрубной линии горизонтальной добывающей скважины. Регулировкой режима закачки воды в добывающую скважину исключают процесс парообразования и срывы подачи на приеме насоса, после чего постепенно повышают режим отбора пластовой воды через добывающую скважину для увеличения дебита по нефти. Технический результат заключается в повышении дебита добывающей скважины за счет стабилизации пластового давления на уровне, необходимом для поддержания паровой камеры над стволом добывающей скважины, в обеспечении стабильности работы пары скважин с постоянным расходом закачки пара через нагнетательную скважину и отбором жидкости через добывающую за счет снижения температуры в ней, в сохранении работоспособности насосного оборудования. 1 з.п. ф-лы, 1 ил., 3 пр.

Группа изобретений относится к вариантам способа разработки сверхвязкой нефти. Способ разработки залежи сверхвязкой нефти включает строительство оценочных вертикальных скважин, а также пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин. Осуществляют закачку теплоносителя через нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры. Осуществляют отбор продукции. Строительство оценочных вертикальных скважин осуществляют по квадратной сетке с расстоянием между скважинами 250 м в плане. Проводят отбор кернов и геофизические исследования оценочных вертикальных скважин. Выстраивают единую геологическую модель продуктивного пласта и получают данные по распределению коэффициентов пористости и проницаемости, нефтенасыщенных толщин. Строят структурную карту нефтенасыщенных толщин продуктивного пласта. Выделяют контур продуктивного пласта. При Г-образном выделенном контуре условно выделяют две части контура с соосным направлением простирания продуктивного пласта. Осуществляют проектирование горизонтальных добывающих скважин с длиной горизонтальной части не менее 600 м, со взаимно перпендикулярным расположением стволов в двух частях контура. Смежные горизонтальные добывающие скважины проектируют на расстоянии 100 м. Горизонтальную добывающую скважину, находящуюся ближе остальных к перпендикулярно расположенным горизонтальным добывающим скважинам, проектируют на расстоянии не более 75 м от забоев равноудаленных перпендикулярно расположенных горизонтальных добывающих скважин. Выделяют участок, ограниченный 50 м к оси горизонтальной добывающей скважины, находящейся в плане ближе остальных к перпендикулярно расположенным горизонтальным добывающим скважинам. Определяют средневзвешенные коэффициенты пористости и проницаемости на выделенном участке. Проектируют горизонтальные нагнетательные скважины, располагающиеся на 5 м выше и параллельно горизонтальным добывающим скважинам. В горизонтальных нагнетательных скважинах размещают две колонны насосно-компрессорных труб. Конец колонны меньшего диаметра располагают в начале горизонтального ствола, конец колонны большего диаметра - в зоне с нефтенасыщенностью более 60 %. Для закачки пара в горизонтальной добывающей скважине размещают одну или две колонны насосно-компрессорных труб со смещением конца или концов по горизонтали относительно концов насосно-компрессорных труб горизонтальной нагнетательной скважины не менее чем на 10 м. Производят закачку теплоносителя через горизонтальные добывающие и нагнетательные скважины. Скважины останавливают на выдержку для термокапиллярной пропитки. В горизонтальных добывающих скважинах размещают оптоволоконный кабель и спускаемый на колонне насосно-компрессорных труб электроцентробежный насос. После создания проницаемой зоны подают пар только в горизонтальные нагнетательные скважины. Технический результат заключается в повышении нефтеизвлечения за счет увеличения охвата паровым воздействием, в снижении потерь на закачку пара, в равномерном паровом воздействии, в повышении производительности насосного оборудования за счет снижения риска перегрева. 2 н.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к способу разработки месторождения высоковязкой нефти или битума с контролем развития паровой камеры в наблюдательных скважинах. Способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума с контролем развития паровой камеры в наблюдательных скважинах включает бурение вертикальных оценочных скважин, разработку структурных карт нефтенасыщенных толщин, ликвидацию вертикальных оценочных скважин. Производится строительство парных, расположенных друг над другом, горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин. В горизонтальные нагнетательные скважины осуществляется закачка теплоносителя с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры. Отбор продукции из горизонтальных добывающих скважин проводится с регистрацией термограмм, контролем и регулированием текущего размера паровой камеры. После получения структурных карт 10% вертикальных оценочных скважин переводится в вертикальные наблюдательные скважины, 90% непереведенных вертикальных оценочных скважин ликвидируется. В вертикальных наблюдательных скважинах анализируют изменения показателей температуры и корректируют температурное воздействие на пласт. При увеличении температуры на 4-9°С в смежные горизонтальные нагнетательные скважины осуществляют закачку пара без изменений, при увеличении температуры на 10°С и выше ограничивают объемы среднесуточной закачки пара на 30%, при увеличении температуры на 0-3°С увеличивают суточные объемы закачки пара на 30%. Технический результат заключается в повышении эффективности разработки месторождения высоковязкой нефти или битума с использованием вертикальных скважин за счет повышения качества контроля за распространением температуры и паровой камеры в процессе эксплуатации залежи. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти или битума. Способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума с закачкой газа включает размещение горизонтальных пароциклических скважин на периферии месторождения, размещение парных горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин в центральной части месторождения, расположение в горизонтальных добывающих скважинах устройств контроля температуры и давления, осуществление закачки пара на ранней стадии разработки в горизонтальные пароциклические и парные горизонтальные нагнетательные и добывающие скважины для прогрева продуктивного пласта, прекращение подачи пара для термокапиллярной пропитки, затем перевод горизонтальных добывающих скважин под отбор продукции, горизонтальных нагнетательных скважин – под закачку пара, эксплуатацию горизонтальных пароциклических скважин циклами – последовательными закачкой пара и отбором продукции. На этапе роста паровой камеры определяют параметры работы добывающей скважины – дебит по жидкости, обводненность добываемой продукции и температуру жидкости, выделяют пары горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин с неизменными или изменяющимися в пределах не более 8% параметрами работы добывающей скважины в течение месяца эксплуатации. В выделенные парные нагнетательные скважины инициируют совместную закачку газа с паром при концентрации 0,5 м3 газа к 1 м3 пара. В качестве газа используют метан или углекислый газ. Разработку продолжают, при этом повторяют вышеуказанные операции по выделению пар горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин с неизменными или изменяющимися в пределах не более 8% параметрами работы добывающей скважины в течение месяца эксплуатации и совместной закачке газа с паром. Технический результат заключается в повышении эффективности разработки месторождения высоковязкой нефти или битума за счет увеличения нефтеотдачи пласта путем снижения вязкости нефти и повышения ее подвижности при растворении в ней газа, увеличения охвата пласта разработкой за счет латерального расширения паровой камеры и соответственного увеличения коэффициента извлечения нефти, снижения объемов вырабатываемого пара и частичной замены на газ, а также расширения технологических возможностей способа разработки за счет использования попутно-добываемого газа – метана или СО2, образующегося в процессе выработки пара на котельных установках. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение и стабилизация пластового давления для поддержания паровой камеры над стволом добывающей скважины, работоспособность насосного оборудования, исключение снижения продуктивности работы скважин. В способе эксплуатации скважин для добычи высоковязкой нефти участок разбуривают сеткой оценочных вертикальных скважин с отбором кернов продуктивных горизонтов, проводят комплексные геофизические исследования скважин, получают предварительные геометрические и геолого-физические параметры залежи сверхвязкой нефти, уточняют контуры нефтеносности, определяют место размещения пары горизонтальных добывающей и нагнетательной скважин и объем извлекаемых запасов, приходящихся на пару скважин. После продолжительной эксплуатации пары скважин и отбора более 50% от начального объема извлекаемых запасов, приходящихся на пару скважин. для поддержания пластового давления и продуктивности работы в добывающую скважину спускают две колонны насосно-компрессорных труб НКТ. Конец первой колонны НКТ с насосом размещают в эксплуатационной колонне, конец второй колонны НКТ размещают в горизонтальном стволе скважины в фильтровой части на расстоянии от 50 до 350 м от входа насоса. Далее возобновляют отбор продукции через первую колонну НКТ спущенным насосом, а во вторую колонну НКТ для поддержания пластового давления и остужения жидкости, поступающей на прием насоса, инициируют закачку воды с температурой близкой к начальной температуре залежи. Регулировкой режима закачки воды в добывающую скважину исключают процесс парообразования и срывы подачи на приеме насоса. После чего постепенно повышают режим отбора жидкости из добывающей скважины для увеличения дебита по нефти. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – качественная изоляция водонасыщенных зон пласта, сосредоточение депрессии, создаваемой насосом в добывающей скважине, в нефтенасыщенных участках горизонтального ствола, создание локальной гидродинамической связи между горизонтальными добывающей и расположенной выше нагнетательной скважинами в зоне «носка» и расширение вдоль стволов скважин с одновременным снижением материальных затрат в эксплуатацию. Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами включает строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой обсадных колонн с фильтровыми частями в соответствующих горизонтальных участках, прогрев пласта закачкой в обе скважины горячего рабочего агента с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды, проведение исследований для определения водонасыщенных зон, примыкающих к добывающей скважине, после чего в обсадной колонне, примыкающей к водонасыщенным зонам этой скважины, осуществляют перекрытие этих зон водоизолирующим составом, разрушающимся при внешнем воздействии, с последующей технологической выдержкой, закачку вытесняющего агента в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины. В качестве водоизолирующего состава применяют термостойкую гелевую композицию, а вытесняющего агента - пар температурой не менее 180°С. Определение водонасыщенных зон проводят в добывающей скважине геофизическими исследованиями в два этапа, первый из которых электрический и/или радиоактивный - до начала закачки пара, а второй термометрический - после прогрева пласта до начала добычи продукции. При обнаружении водонасыщенных зон, вскрытых горизонтальным стволом добывающей скважины со стороны устья, и определении крайних верхней и нижней границ этих зон перед закачкой и продавливанием в поровое пространство продуктивного пласта водоизолирующего состава ближе к забою не менее чем на 15 м относительно нижней границы водонасыщенной зоны устанавливают глухой разбуриваемый пакер. Потом ближе к устью не менее чем на 15 м относительно верхней границы водонасыщенной зоны на насосно-компрессорных трубах НКТ спускают и устанавливают проходной съемный пакер с выходом в межпакерное пространство не менее чем на 3 метра от съемного пакера. Закачку водоизолирующего состава производят по НКТ при давлении, не превышающем давление гидроразрыва пласта. После технологической выдержки съемный пакер извлекают вместе с НКТ, а глухой пакер разбуривают вместе с водоизолирующим составом, оставшимся в стволе скважины. После этого в добывающей скважине размещают спускаемый на НКТ насос ниже глубины интервала закачки водоизолирующего состава не менее чем на 50 м. После чего нагнетательную скважину запускают под закачку пара, а добывающую - под отбор продукции. 3 ил., 1 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение охвата пласта воздействием, дополнительная добыча нефти за счет эксплуатации ранее недренируемых участков нефтенасыщенного пласта с одновременным сокращением удельных затрат. Способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума включает строительство пар расположенных одна над другой горизонтальных добывающих и нагнетательных 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, регулирование текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины и отбора жидкости из добывающих скважин с контролем объема паровой камеры. До строительства горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин бурят вертикальные оценочные скважины для оконтуривания нефтенасыщенной залежи и оценки потенциала промышленной разработки залежи. По результатам обработки данных геофизических исследований и анализов керна вертикальных оценочных скважин строят структурные карты нефтенасыщенных толщин по залежи, затем вертикальные оценочные скважины ликвидируют. После закачки теплоносителя через горизонтальные нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры проводят термобарометрические измерения посредством геофизических исследований, снимают термограммы вдоль стволов горизонтальных добывающих скважин посредством оптоволоконного кабеля, выводят горизонтальные добывающие и нагнетательные скважины на постоянный режим. В вертикальных наблюдательных скважинах периодически проводят замеры температуры посредством геофизических исследований. Выявляют вертикальные наблюдательные скважины с повышением температуры в стволе на не менее 10 % от начальной пластовой температуры и не более 60 °С, в них проводят опробование по определению притока и состава жидкости компрессированием. После этого проводят исследования со снятием кривой восстановления уровня жидкости. Выделяют вертикальные наблюдательные скважины, в которых при компрессировании получен приток жидкости не менее 0,4 м3, происходит восстановление уровня жидкости в скважине в течение не более 48 часов и нефтенасыщенная толщина составляет не менее 5 м. Выделенные вертикальные наблюдательные скважины обустраивают и начинают эксплуатировать на отбор жидкости. 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума, повышение коэффициента извлечения нефти с одновременным снижением эксплуатационных затрат на производство и закачку пара. Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом циклического воздействия на пласт включает бурение горизонтальной скважины, закачку теплоносителя для прогрева пласта и последующий отбор продукции из скважины. До бурения горизонтальной скважины бурят оценочные скважины для оконтуривания нефтенасыщенной залежи и оценки потенциала промышленной разработки залежи. Производят опробование залежи и при получении притока нефти проводят исследования проб нефти, проводят ее физико-химический анализ, определяют вязкость нефти в пластовых условиях. Перед закачкой теплоносителя закачивают растворитель, представляющий собой смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов, в объеме, который определяют по формуле где V - объем закачиваемого растворителя, м3; K=1,2-2,4, безразмерный коэффициент, выбираемый в зависимости от вязкости нефти в пластовых условиях; – математическая константа, равная 3,14; d - диаметр горизонтальной фильтровой части скважины, м; L - длина горизонтальной фильтровой части скважины, м. Продавливают растворитель и оставляют скважину на технологическую выдержку для реагирования всего объема растворителя на не менее 4 суток. После технологической выдержки осуществляют закачку теплоносителя в течение 70-180 суток. В качестве теплоносителя закачивают парогазовую смесь, содержащую, мас.%: пар 40-60; углекислый газ 5-15; азот 35-55; кислород 0,5 и менее. 2 ил., 1 табл., 3 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - снижение энергетических и эксплуатационных затрат на подготовку и закачку теплоносителя в нагнетательную скважину, предотвращение срывов и отказов в работе насоса за счет поддержания насоса в рабочей температурной зоне. Способ эксплуатации скважин для добычи высоковязкой нефти с остановкой закачки включает строительство горизонтальной нагнетательной скважины и горизонтальной добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, проведение в горизонтальном стволе нагнетательной скважины геофизических исследований по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, размещение в нагнетательной скважине двух колонн насосно-компрессорных труб - НКТ с размещением конца колонны меньшего диаметра - в начале горизонтального ствола, а конца колонны большего диаметра - в зоне с нефтенасыщенностью более 60%, размещение в добывающей скважине оптоволоконного кабеля и НКТ с насосом и датчиками температуры на входе в электродвигатель насоса и в насосе, регулируемую закачку пара в нагнетательную скважину через колонны НКТ различного диаметра, проведение в добывающей скважине термобарических измерений и посредством этих исследований выявление в горизонтальном стволе добывающей скважины переходной зоны с температурой между большим и меньшим прогревом, определение в выявленной зоне интервала с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, размещение в этой зоне насоса, изменением подачи пара через нагнетательную скважину и работой насоса устанавливают режим работы пары скважин, добиваются постоянного режима работы насоса с расходом, необходимым для поддержания температуры жидкости на приеме насоса близкой, но не более предельно допустимой температуры жидкости на приеме насоса. До строительства нагнетательной и добывающей скважин бурят геологоразведочные скважины, далее через них производят опробование залежи. При получении притока нефти проводят ее физико-химический анализ с определением вязкости нефти в пластовых условиях. При достижении или превышении предельной температуры жидкости на приеме насоса закачку пара в нагнетательную скважину останавливают, эксплуатацию добывающей скважины продолжают. При этом постоянно отслеживают изменения температуры на приеме насоса добывающей скважины, закачку пара в нагнетательную скважину возобновляют при снижении температуры: для вязкости нефти более 40001 мПа*с – до 80%, для вязкости нефти 30001-40000 мПа*с – до 75%, для вязкости нефти 22001-30000 мПа*с – до 70%, для вязкости нефти 15000-22000 мПа*с – до 65%, для вязкости нефти менее 15000 мПа*с – до 60%. 1 табл., 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности и достоверности определения распределения температуры в нефтяной скважине, добывающей сверхвязкую нефть с одновременным сокращением эксплуатационных затрат на закачку пара в пласт на период остановки добывающей скважины. В способе определения распределения температуры в нефтяной скважине, добывающей сверхвязкую нефть, включающем размещение оптоволоконного кабеля в эксплуатационной колонне, определение температуры по стволу скважины, построение графика зависимости температуры от глубины скважины, при перегревах и остановках в работе насоса добывающей скважины производят его остановку для простоя продолжительностью 2-6 суток. Ограничивают закачку пара в нагнетательную скважину на не менее 50 % от среднего расхода пара на период ограничения отбора жидкости. После простоя определяют статическую термограмму распределения температуры вдоль ствола добывающей скважины. На основе полученных данных термограммы осуществляют регулирование закачки пара в нагнетательную скважину путем снижения или повышения его закачки на 20-50 % от среднего расхода пара. Периодически операции по определению статической термограммы распределения температуры вдоль ствола добывающей скважины и регулированию закачки пара в нагнетательную скважину повторяют. 2 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности разработки залежи сверхвязкой нефти с водонефтяными зонами за счет повышения нефтеизвлечения мелкозалегающих залежей с одновременным упрощением способа обработки и снижением эксплуатационных затрат вследствие снижения спуско-подъемных операций, расширения функциональных возможностей способа, сосредоточения депрессии, создаваемой насосом в добывающей скважине, в нефтенасыщенных участках горизонтального ствола, расширения создания локальной гидродинамической связи между скважинами в средней зоне скважины и зоне «носка». Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с водонасыщенными зонами, включающий строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин, прогрев пласта закачкой в обе скважины горячего рабочего агента, определение расположения водонасыщенной зоны, примыкающей к добывающей скважине, установку съемного проходного пакера на дальней границе интервала притока воды, закачку изолирующего состава в водонасыщенную зону с последующей технологической выдержкой, закачку вытесняющего агента в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины. При этом при обнаружении водонасыщенной зоны, расположенной со стороны устья горизонтального участка добывающей скважины, устанавливают проходной съемный пакер ближе к забою не менее чем на 1-10 м относительно дальней границы водонасыщенной зоны. Объем эмульсионного состава определяют по формуле Vэм. с.= l·π·D2/4, где l – длина нефтенасыщенного интервала, м, D – диаметр открытого ствола горизонтальной скважины. Затем в нефтенасыщенную зону добывающей скважины, расположенную за проходным съемным пакером, закачивают равными частями 0,2-0,5 м3, в зависимости от давления закачки, эмульсионный состав - эмульсию обратного типа, в которой объемное соотношение воды к эмульгатору инвертных эмульсий постепенно увеличивают в пределах от 1:2 до 1:10, контролируя динамику давления закачки, которое не должно превышать 0,9-0,92 от допустимого значения. Продавливают эмульсионный состав в пласт пресной водой, извлекают проходной съемный пакер и закачивают водоизолирующий состав в водонасыщенную зону при давлении, не превышающем давление гидроразрыва пласта. 1 ил., 2 табл.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - возможность производить закачку пара при средней и низкой приемистости пласта, снижение затрат энергии при закачке теплоносителя. Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин включает строительство в продуктивном пласте горизонтальной нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, спуск в нагнетательную скважину двух колонн насосно-компрессорных труб НКТ разного диаметра с размещением концов в различных интервалах горизонтального ствола, спуск в добывающую скважину одной или двух колонн НКТ со смещением конца или концов по горизонтали относительно концов НКТ нагнетательной скважины не менее чем на 10 м, первоначальный прогрев продуктивного пласта закачкой необходимого для прогрева межскважинного пространства залежи с созданием гидродинамической связи объема перегретого пара, выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола скважины, проведение термобарометрических измерений, размещение в добывающей скважине оптоволоконного кабеля и колонна насосно-компрессорных труб с глубинным насосом и датчиками температуры на входе, продолжение закачки через нагнетательную скважину пара в нагнетательную скважину и отбор продукции глубинным насосом из добывающей скважины. Перед спуском для закачки пара концы НКТ в обеих скважинах оборудуют датчиками температуры и давления, закачку пара в обе скважины ведут вместе с термобарическими исследованиями, при достижении на обоих концах НКТ соответствующей скважины давления отсечки – давления парообразования перегретого пара при заданной температуре из нагнетательной скважины через устье стравливают парогазовую смесь для снижения давления на 5-10%. Ведут контроль получения гидродинамической связи с добывающей скважиной посредством отслеживания начала роста температуры и давления за счет закачки пара в добывающую скважину. В добывающую скважину продолжают закачивать пар с периодическим стравливанием давления на 5-10% при достижении давления отсечки до получения термогидродинамической связи между скважинами.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти. Изобретение содержит способ разработки парных горизонтальных скважин, добывающих высоковязкую нефть. Способ включает в себя бурение геологоразведочных скважин для оконтуривания нефтенасыщенной залежи и оценки потенциала промышленной разработки залежи, строительство горизонтальных добывающей и нагнетательной скважин. Через геологоразведочные скважины производят опробование залежи. При получении притока нефти проводят ее физико-химический анализ, определяют вязкость нефти в пластовых условиях. В зависимости от значения вязкости применяют поправочный коэффициент α к формуле расчета объема пара для закачки. Далее проводится строительство добывающей и нагнетательной скважин. Нагнетательная скважина располагается выше и параллельно добывающей скважине. Между скважинами за счет нагнетания водяного пара в обе скважины создается проницаемая зона. После создания проницаемой зоны подают пар только в нагнетательную горизонтальную скважину. Из добывающей горизонтальной скважины отбирают продукцию. В горизонтальном стволе нагнетательной скважины проводят геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола. После этого в нагнетательной скважине размещают две колонны насосно-компрессорных труб - НКТ. При этом конец колонны меньшего диаметра располагают в начале горизонтального ствола, конец колонны большего диаметра - в зоне с нефтенасыщенностью более 60 %. Для закачки пара в добывающей скважине размещают одну или две колонны НКТ со смещением конца или концов по горизонтали относительно концов НКТ нагнетательной скважины не менее чем на 20 м. Перед закачкой пара производят замер начального уровня жидкости и начального давления в затрубном пространстве горизонтальных скважин. В обе скважины закачивают объем пара, рассчитанный по формуле. Во время закачки пара в горизонтальные скважины два раза в неделю проводят замеры уровней жидкости и давления в затрубном пространстве, отслеживают динамику их изменения. При превышении давления в затрубном пространстве выше значения 0,666*Рдоп, где Рдоп - допустимое давление сохранения целостности покрышки нефтенасыщенной залежи, останавливают освоение горизонтальных скважин закачкой пара и переводят скважины для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающей скважины. В добывающей скважине проводят термобарометрические измерения посредством геофизических исследований. По результатам геофизических исследований дополнительно определяют распределение температур вдоль горизонтального ствола добывающей скважины. Устанавливают спускаемый на колонне НКТ насос и оптоволоконный кабель по всей длине фильтра. Насос оснащен на приеме датчиками температуры и давления. Далее возобновляют закачку пара через нагнетательную скважину. Отбор продукции насосом проводят со съемом термограммы вдоль ствола добывающей скважины посредством оптоволоконного кабеля и замером температуры на приеме насоса для контролирования процесса равномерного прогрева добывающей скважины. При наличии участков прогрева с температурой более 120°С в интервале 300 м от начала фильтровой зоны в эксплуатационной колонне устанавливают насос за 20 м до фильтровой части. При отсутствии участков прогрева с температурой более 120°С в интервале 300 м от начала фильтровой зоны в эксплуатационной колонне устанавливают насос за 20 м до фильтровой части с использованием трубы-хвостовика. При снижении температуры жидкости ниже максимально допустимой на входе насоса увеличивают закачку пара через нагнетательную скважину. При повышении температуры на входе насоса снижают закачку пара через нагнетательную скважину и/или переводят насос в периодический режим работы. После стабилизации температуры на входе насоса, равной максимально допустимой по условиям работы, насос переводят на постоянный режим работы. Технический результат - увеличение добычи нефти, сокращение периода ожидания для проведения исследований и внедрения глубинного оборудования, снижение риска нефтегазоводопроявлений. 3 ил., 1 табл.
Изобретение относится к способу эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть. Техническим результатом является упрощение расположения насоса в добывающей скважине и сокращение времени прогрева пласта за счет прогрева через добывающую скважину. Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, включает закачку пара через горизонтальную скважину, отбор пластовой продукции через горизонтальную добывающую скважину, расположенную ниже и параллельно нагнетательной скважине в том же пласте. Перед закачкой осуществляют спуск в нагнетательную скважину двух колонн насосно-компрессорных труб разного диаметра, причем конец колонны большего диаметра размещают в начале горизонтального ствола, конец колонны меньшего диаметра размещают в конце горизонтального ствола. Осуществляют размещение в добывающей скважине оптоволоконного кабеля и колонны труб с глубинным насосом и датчиками температуры и давления на входе, во время закачки пара в нагнетательную скважину проведение посредством оптоволоконного кабеля и датчиков температуры и давления термобарометрических измерений в добывающей скважине при отборе продукции глубинным насосом, режимы которого регулируют исходя из термобарических исследований. В добывающую скважину спускают глубинный насос с производительностью, превышающей продуктивность пласта. Перед отбором продукции в добывающую скважину по межтрубному пространству закачивают пар до давления отсечки, не превышающего давление гидроразрыва пласта, после чего останавливают закачку пара и производят отбор продукции до срыва потока. Далее добывающую скважину переводят под аналогичные описанным циклы закачки пара и отбора продукции до получения гидродинамической связи между скважинами, после чего добывающую скважину переводят под постоянный регулируемый отбор продукции пласта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке залежей высоковязкой нефти или битумов при тепловом воздействии горизонтальными скважинами. Техническим результатом является создание способа разработки залежи сверхвязкой нефти, позволяющего работать в залежах СВН с участками, в которых толщина продуктивного пласта менее 10 м, и увеличивающего эффективность добычи продукции. Способ включает строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных 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 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, строительство на уровне подошвы пласта или уровне водонефтяного контакта - ВНК дополнительных скважин, через которые производят закачку теплоносителя до создания термодинамической связи с ближайшей парой горизонтальных скважин с последующим переводом на отбор продукции. Дополнительную скважину оборудуют средствами контроля температуры добываемой продукции, определяют граничную температуру продукции этой скважины, при которой ухудшается гидродинамическая связь с близлежашей добывающей скважиной. При снижении температуры добываемой продукции из дополнительной скважины до граничной температуры в нее повторно закачивают теплоноситель для восстановления гидродинамической связи с близлежашей добывающей скважиной, после чего возобновляют отбор, далее циклы закачки и отбора в дополнительной скважине повторяют исходя из граничной температуры отбираемой из нее продукции. Предварительно определяют в залежи аномальные участки с толщиной продуктивного пласта менее 10 м, горизонтальные парные скважины на участках с толщиной пласта, равной и более 10 м, бурят на расстоянии 100±15 м друг от друга. Дополнительные скважины располагают в аномальных участках на расстоянии 70±15 м от близлежашей добывающей скважины. В дополнительной скважине создание гидродинамической связи с ближайшими парами скважин осуществляют путем цикличной закачки теплоносителя и отбора продукции, причем каждый следующий временной интервал отбора увеличивается по сравнению с предыдущим. Отбор из дополнительной скважины ведут также с учетом обводненности добываемой продукции и при достижении граничной температуры и/или интервала обводненности 97-99% переходят на нагнетание теплоносителя. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти. Техническим результатом является повышение дебита добывающей скважины, обеспечение стабильности работы пары скважин с постоянным расходом закачки пара через нагнетательную скважину и отбором жидкости через добывающую скважину. Способ включает строительство на участке горизонтальных нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, спуск в нагнетательную скважину двух колонн насосно-компрессорных труб, размещение в добывающей скважине оптоволоконного кабеля и насосно-компрессорной трубы с насосом и датчиками температуры на входе в электродвигатель насоса и в насосе, регулируемую закачку пара в нагнетательную скважину через колонны насосно-компрессорных труб, проведение в добывающей скважине термобарических измерений и посредством оптоволоконного кабеля выявление зоны горизонтального ствола добывающей скважины с различной температурой, изменением подачи пара через нагнетательную скважину и работой насоса установление режима работы пары скважин, при котором насос работает в постоянном режиме при температуре жидкости на входе, равной максимально допустимой по условиям работы. До строительства горизонтальных скважин участок разбуривают сеткой оценочных вертикальных скважин с отбором кернов продуктивных горизонтов, проводят комплексные геофизические исследования скважин, по результатам обобщения полученных материалов и лабораторных исследований керна получают предварительные геометрические и геолого-физические параметры залежи сверхвязкой нефти, уточняют контуры нефтеносности, определяют место размещения пары горизонтальных добывающей и нагнетательной скважин и начальный объем извлекаемых запасов нефти, приходящихся на пару скважин, после установления режима работы пары скважин эксплуатируют пары скважин в течение 2-8 лет, при этом еженедельно определяют объем накопленной добычи нефти и объем остаточных извлекаемых запасов нефти, при объеме остаточных извлекаемых запасов нефти от 25 до 75 % от начального объема извлекаемых запасов нефти, приходящихся на пару скважин, на кусте выделяют соседнюю горизонтальную добывающую скважину с обводненностью более 97 %, в затрубную линию горизонтальной добывающей скважины собирают трубопровод от устья соседней на кусте добывающей скважины, постепенно увеличивают отбор пластовой воды из соседней добывающей скважины с последующим изменением режима работы горизонтальной добывающей скважины, при этом давление закачки пластовой воды из соседней добывающей скважины в затрубное пространстве на устье добывающей скважины не должно превышать предельного давления сохранения целостности покрышки продуктивного пласта, регулировкой режима закачки воды в добывающую скважину исключают процесс парообразования и срывы подачи на приеме насоса, после чего постепенно повышают режим отбора пластовой воды через добывающую скважину для увеличения дебита по нефти. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение стабильности работы насоса, создание более растянутой по горизонтальному стволу скважин паровой камеры, вовлечение большей зоны пласта, равномерный прогрев пласта. Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, включает строительство с фильтровыми частями в соответствующих горизонтальных стволах добывающей скважины и нагнетательной скважины, расположенной ниже и параллельно добывающей скважины, проведение в горизонтальном стволе нагнетательной скважины геофизических исследований по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, размещение в нагнетательной скважине двух колонн насосно-компрессорных труб НКТ, при этом конец колонны НКТ меньшего диаметра размещают в начале горизонтального ствола, а конец колонны НКТ большего диаметра в зоне с нефтенасыщенностью более 60%, регулируемую закачку пара в нагнетательную скважину через колонны НКТ различного диаметра, а посредством геофизических исследований в горизонтальном стволе добывающей скважины выявляют переходную зону с температурой между большим и меньшим прогревом, из которой осуществляют отбор электроцентробежным насосом, причем при снижении температуры жидкости ниже максимально допустимой на входе насоса увеличивают закачку пара через нагнетательную скважину, а при повышении температуры на входе насоса снижают закачку пара через нагнетательную скважину и/или переводят насос в периодический режим работы. Перед спуском в нагнетательную скважину в колонне НКТ большего диаметра оснащают одну или несколько муфт одним или двумя отверстиями, располагаемыми по периметру равномерно. Отверстия во время спуска размещают в районе середины фильтровой части для создания дополнительной точки или нескольких точек закачки пара для равномерного прогрева вдоль всего горизонтального ствола скважины и большего охвата пласта. При этом муфты с 2-мя отверстиями используют при объеме закачки пара не менее 120 т/сут в НКТ большего диаметра. При длине фильтровой части менее 500 м спускают одну муфту с отверстием или 2-мя отверстиями примерно 6 мм. При длине 500-700 м спускают одну муфту с отверстием или 2-мя отверстиями примерно 8 мм. При длине фильтровой части более 700 м спускают 2 муфты с отверстием или 2-мя отверстиями 8 мм и расстоянием между данными муфтами не менее 100 м. В добывающую скважину спускают насос с хвостовиком, сообщенным с входом насоса. Вход хвостовика размещают в переходной температурной зоне, а насос - за пределами фильтровой части горизонтального ствола добывающей скважины. 1 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - ускорение освоения скважин, исключение неравномерности прогрева и прорыва пара в добывающую скважину, увеличение надежности работы, снижение энергетических и материальных затрат. Способ освоения и 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 теплоносителя в обе скважины. После создания проницаемой зоны подают пар только в нагнетательную скважину, а из добывающей скважины отбирают продукцию. Горизонтальную добывающую скважину при строительстве оснащают оптико-волоконным кабелем с датчиками температуры, а для создания проницаемой зоны в продуктивный пласт через обе скважины подают теплоноситель температурой не менее 90°С, но не выше температуры парообразования в пластовых условиях, и давлением, позволяющим произвести гидроразрыв пласта, но не выше давления разрыва покрышки продуктивного пласта, в течение от 1 до 3 сут. Далее переходят под нагнетание пара до закачки не менее 4 т на погонный метр горизонтального ствола каждой скважины с последующей остановкой на термокапиллярную пропитку. При этом в горизонтальном стволе добывающей скважины проводят геофизические исследования для выявления переходных зон между большим и меньшим прогревом, в которых выбирают зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м для размещения входа насоса, спускаемого на колонне насосно-компрессорных труб НКТ и оснащенного датчиками давления и температуры на входе. Закачку пара через нагнетательную скважину возобновляют, а отбор продукции насосом проводят со съемом термограммы вдоль ствола добывающей скважины и замером температуры на приеме насоса. При снижении температуры жидкости ниже максимально допустимой на входе насоса увеличивают закачку пара через нагнетательную скважину. При повышении температуры на входе насоса снижают закачку пара через нагнетательную скважину и/или переводят насос в периодический режим работы. После стабилизации температуры на уровне максимально допустимой насос переводят в нормальный режим работы. 3 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - расширение функциональных возможностей за счет стабильности водоизолирующего состава при высоких температурах не менее 180°С, качественная изоляция водонасыщенных зон, снижение материальных затрат. Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами включает строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой обсадных колонн с фильтровыми частями в соответствующих горизонтальных участках, прогрев пласта закачкой в обе скважины горячего рабочего агента с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды, проведение исследований для определения водонасыщенных зон, примыкающих к добывающей и нагнетательной скважинам, после чего в обсадной колонне, примыкающей к водонасыщенным зонам скважин, перекрытие этих зон водоизолирующим составом, разрушающимся при внешнем воздействии, с последующей технологической выдержкой, закачку вытесняющего агента в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины. В качестве вытесняющего агента используют пар температурой не менее 180°С. Определение водонасыщенных зон проводят в обеих скважинах геофизическими исследованиями, причем в добывающей скважине - в два этапа, первый из которых - электрический и/или радиоактивный - до начала закачки пара, а второй - термометрический - после прогрева пласта до начала добычи продукции. При обнаружении водонасыщенных зон, вскрытых горизонтальными стволами добывающей и нагнетательной скважин со стороны устья, перед закачкой и продавливанием в поровое пространство продуктивного пласта водоизолирующего состава в виде термостойкой гелевой композиции, эти зоны в скважинах перекрывают с двух сторон с запасом не менее 10 м съемными пакерами, спускаемыми на насосно-компрессорных трубах - НКТ, которые оснащают между пакерами перфорированной трубой для закачки водоизолирующего состава. После закачки водоизолирующего состава и технологической выдержки пакеры извлекают вместе с НКТ, после чего в нагнетательной скважине размещают две колонны НКТ, при этом концы НКТ располагают ниже не менее 100 м глубины установки водоизолирующего состава; в добывающей скважине размещают спускаемый на НКТ насос ниже не менее 50 м глубины установки водоизолирующего состава. Нагнетательную скважину запускают под закачку пара, а добывающую - под отбор продукции. 3 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – снижение обводненности продукции, увеличение дебита скважины, снижение энергетических затрат, повышение коэффициента извлечения нефти. Способ разработки сверхвязкой нефти включает строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой обсадных колонн, закачку вытесняющего агента с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды - перегретого пара в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины, определение необходимых для перекрытия интервалов добывающей скважины, перекрытие определенных интервалов этой скважины заполнением от забоя к устью изолирующим составом, разрушающимся при определенном воздействии, с последующей технологической выдержкой. При этом перед закачкой перегретого пара добывающую скважину оснащают разбуриваемым проходным пакером на расстоянии 1/5-4/5 длины горизонтальной фильтровой части от начала фильтра со стороны устья, через который закачивают термостойкий кислоторазрушаемый изолирующий состав, заполняющий пространство скважины до забоя, после чего указанный пакер заглушают. В интервале установки разбуриваемого проходного пакера в нагнетательной скважине устанавливают разбуриваемый глухой пакер. До начала отбора из добывающей скважины создают проницаемую зону между скважинами за счет нагнетания пара в обе скважины. После создания проницаемой зоны между скважинами осуществляют закачку пара в нагнетательную скважину и отбор продукции через добывающую скважину и продолжают до создания устойчивой термогидродинамической связи между скважинами. Затем оба пакера разбуривают, а водоизолирующий состав разрушают воздействием соляной кислоты, после чего добывающую скважину опять эксплуатируют в режиме отбора, а нагнетательную - в режиме закачки пара. 3 ил., 2 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - расширение функциональных возможностей за счет стабильности водоизолирующего состава при высоких температурах не менее 180°С, качественная изоляция водонасыщенных зон пласта, снижение материальных затрат. Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами включает строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой обсадных колонн с фильтровыми частями в соответствующих горизонтальных участках, прогрев пласта закачкой в обе скважины горячего рабочего агента с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды, проведение исследований для определения водонасыщенных зон, примыкающих к добывающей скважине. После чего в обсадной колонне, примыкающей к водонасыщенным зонам этой скважины, осуществляют перекрытие этих зон водоизолирующим составом, разрушающимся при внешнем воздействии, с последующей технологической выдержкой, закачку вытесняющего агента в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины. В качестве водоизолирующего состава применяют термостойкую гелевую композицию, а вытесняющего агента - пар температурой не менее 180°С. Определение водонасыщенных зон проводят в добывающей скважине геофизическими исследованиями в два этапа, первый из которых электрический и/или радиоактивный - до начала закачки пара, а второй термометрический - после прогрева пласта до начала добычи продукции. При обнаружении водонасыщенных зон, вскрытых горизонтальным стволом добывающей скважины со стороны устья, и определении крайних верхней и нижней границ этих зон перед закачкой и продавливанием в поровое пространство продуктивного пласта водоизолирующего состава ближе к забою не менее чем на 15 м относительно нижней границы водонасыщенной зоны устанавливают глухой разбуриваемый пакер, потом ближе к устью не менее чем на 15 м относительно верхней границы водонасыщенной зоны на насосно-компрессорных трубах (НКТ) спускают и устанавливают проходной съемный пакер с выходом в межпакерное пространство не менее чем на 3 метра от съемного пакера. Закачку водоизолирующего состава производят по НКТ при давлении, не превышающем давление гидроразврыва пласта. После технологической выдержки съемный пакер извлекают вместе с НКТ, а глухой пакер разбуривают вместе с водоизолирующим составом, оставшимся в стволе скважины. После этого в добывающей скважине размещают спускаемый на НКТ насос ниже глубины интервала закачки водоизолирующего состава не менее чем на 50 м, после чего нагнетательную скважину запускают под закачку пара, а добывающую - под отбор продукции. 3 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности разработки месторождения тяжелой нефти или битума за счет равномерности прогрева паровой камеры путем изменения интервалов закачки теплоносителя и/или отбора продукции. Способ разработки залежи высоковязкой нефти включает строительство в продуктивном пласте горизонтальной нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, спуск в нагнетательную скважину двух колонн насосно-компрессорных труб - НКТ разного диаметра с размещением концов в различных интервалах горизонтального ствола, спуск в добывающую скважину спускаемого на колонне НКТ насоса, оснащенного на приеме датчиками температуры и давления и оптоволоконного кабеля по всей длине фильтра, закачка пара через нагнетательную скважину и отбор продукции насосом в добывающей скважине, проведение термобарометрических измерений посредством геофизических исследований в добывающей скважине, по результатам которых в горизонтальном стволе добывающей скважины выявляют зоны с экстремально высокими температурами. При наличии экстремально высоких температур в интервале концов колонн НКТ в нагнетательной скважине и/или в интервале приема насоса в добывающей скважине колонны НКТ смещают так, что концы колонн НКТ и/или прием насоса в нагнетательной и/или добывающей скважине соответственно находились в менее прогретом интервале на расстоянии не менее 50 м от первоначальной установки. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности разработки неоднородного пласта сверхвязкой нефти в уплотненных и заглинизированных коллекторах, исключение неравномерности прогрева и прорыва теплоносителя в добывающую скважину. Способ разработки неоднородного пласта сверхвязкой нефти включает разбуривание участка залежи сверхвязкой нефти сеткой оценочных вертикальных скважин, проведение комплексных геофизических исследований ГИС, по результатам обобщения полученных материалов и лабораторных исследований керна получение предварительных геометрических и геолого-физических параметров пласта высоковязкой нефти, уточнение контуров нефтеносности, выявление наличия уплотненных и глинистых пропластков, проектирование размещения пар одноустьевых горизонтальных скважин - нижней добывающей и верхней нагнетательной, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости продуктивного пласта в участках пласта с наименьшим количеством пропластков. В горизонтальных скважинах проводят ГИС для уточненного определения уплотненных и глинистых пропластков, а также нефтенасыщенности вдоль горизонтальных стволов парных скважин. В скважины спускают соответствующие колонны насосно-компрессорных труб НКТ, причем концы двух колонн НКТ в нагнетательной скважине располагают в первой и второй половинах горизонтального ствола скважины в зонах с наибольшей нефтенасыщенностью, а концы одной колонны НКТ или двух колонн НКТ для закачки пара в добывающей скважине размещают со смещением по горизонтали относительно концов колон НКТ нагнетательной скважины не менее чем на 15 м. Для обеспечения равномерности прогрева используют в добывающей скважине одну колонну НКТ или две колонны НКТ. В нагнетательную скважину закачивают соляную кислоту и глинокислоту в тех частях, где между нагнетательной и добывающей скважинами выявлены наиболее обширные уплотненные и глинистые пропластки. После технологической выдержки, достаточной для растворения уплотнений и глинистых пропластков, в обе скважины через колонны НКТ закачивают пар до создания гидродинамической связи между скважинами, останавливают закачку на выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающей скважины. В добывающей скважине проводят термобарометрические измерения посредством ГИС, по результатам которых в горизонтальном стволе добывающей скважины выявляют переходные зоны с температурой между большим и меньшим прогревом, а среди выявленных зон определяют зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в которой размещают спускаемый на колонне НКТ насос. Для контролирования процесса равномерного прогрева паровой камеры производят регулируемую закачку пара через колонны НКТ нагнетательной скважины и регулируемый отбор продукции насосом со съемом термограммы вдоль ствола добывающей скважины посредством оптоволоконного кабеля и замером температуры на приеме насоса при наличии датчика. 4 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти. Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума при термическом воздействии включает строительство горизонтальных расположенных друг над другом верхней - нагнетательной скважины и добывающей скважины, прогрев продуктивного пласта закачкой пара в обе скважины с созданием паровой камеры, закачку пара в нагнетательную скважину и отбор продукции через добывающую скважину с контролем температуры по всей длине, изменение зон прогрева в нагнетательной скважине при наличии температурных пиков в добывающей скважине для обеспечения равномерности прогрева паровой камеры в пласте. При бурении скважин отбирают керны и определяют плотность продукции пласта и плотность воды, подготовленной для закачки в пласт через парогенератор, в диапазоне температур, которые возникают при прогреве пласта. Горизонтальный участок нагнетательной скважины оснащают двумя колоннами труб с соответствующими выходами в начале и в конце горизонтального участка с расстоянием между выходами не менее 150 м. Вход насоса, обеспечивающего добычу продукции пласта, располагают в проекции между выходами колонн труб нагнетательной скважины, при добыче продукции контролируют ее обводненность, анализируя плотность добываемой продукции. При изменении обводненности продукции более 5% производят регулирование объемов закачиваемого пара и отбора жидкости пропорционально обводненности. При изменении более 15% - изменяют зоны прогрева пласта, перемещая выходы колонн труб в нагнетательной скважине и вход насоса в добывающей скважине в менее прогретые зоны горизонтальных участков соответствующих скважин. Вход насоса в добывающей скважине при установке могут оснащать датчиками температуры и давления. Предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума при термическом воздействии позволил добиться равномерного охвата пласта тепловым воздействием, повысить коэффициент извлечения нефти, снизить обводненность добываемой продукции и повысить производительность скважины. 1 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности за счет увеличения площади охвата залежи сверхвязкой нефти. Способ разработки залежи сверхвязкой нефти включает строительство в пласте выше водонефтяного контакта или подошвы пласта горизонтальной добывающей скважины, выше которой строят нагнетательную скважину, бурение дополнительных стволов из горизонтального участка скважины, причем расстояние между дополнительными стволами определяют с учетом технологических возможностей бурового оборудования для их проводки, оборудование горизонтального участка добывающей скважины фильтром, закачку теплоносителя в обе скважины до прогрева межскважинного пространства продуктивного пласта, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины. Проводят гидродинамические исследования, на базе которых дополнительные стволы бурятся восходящими последовательно разнонаправленными относительно нагнетательной скважины из добывающей скважины так, чтобы исключить прорыв пара из нагнетательной скважины, при этом забои дополнительных стволов располагают выше добывающей скважины как минимум на 2 м. 2 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти. Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин, включающий строительство в продуктивном пласте горизонтальной нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, закачку углеводородного растворителя и пара для прогрева продуктивного пласта и создания паровой камеры, перевод в режим закачки пара в нагнетательную скважину и отбора продукции в добывающей скважине. Предварительно лабораторными исследованиями на образце керна продуктивного пласта определяют скорость диффузии углеводородного растворителя в данном образце в вертикальном направлении под действием сил гравитации при пластовых условиях. На основании данной скорости диффузии рассчитывается время прохождения углеводородного растворителя расстояния по вертикали от нагнетательной до добывающей скважины по приведенному математическому выражению. При этом углеводородный растворитель закачивается в нагнетательную скважину до начала прогрева пласта закачкой пара. При этом закачка пара для освоения пары скважин начинается по истечении расчетного времени достижения растворителем добывающей скважины. Техническим результатом является сокращение расхода углеводородного растворителя как минимум в 1,5 раза, сокращение энергетических затрат на 15÷20% за счет ускорения выхода более чем в 2 раза на промышленную добычу высоковязкой нефти.
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. Изменением подачи пара через нагнетательную скважину и работой электроцентробежного насоса устанавливают режим работы пары скважин, причем при температуре жидкости на входе, равной максимально допустимой по условиям работы электроцентробежного насоса, поддерживают постоянный режим его работы. При снижении температуры жидкости ниже максимально допустимой на входе насоса увеличивают закачку пара через нагнетательную скважину, а при повышении температуры на входе насоса снижают закачку пара через нагнетательную скважину и/или переводят насос в периодический режим работы. Предлагаемый способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, позволяет снизить потери тепла за счет использования в нагнетательной скважине насосно-компрессорных труб большего диаметра в интервале высокой нефтенасыщенности горизонтального ствола, а насосно-компрессорных труб меньшего диаметра - в начале горизонтального ствола, исключить срывы подачи насоса из-за высокой температуры за счет размещения его в переходной зоне между большим и меньшим прогревом и использования регулируемого отбора продукции из добывающей скважины.

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. Причем после создания проницаемой зоны подают пар только в нагнетательную горизонтальную скважину, а из добывающей горизонтальной скважины отбирают продукцию. При этом в горизонтальном стволе нагнетательной скважины проводят геофизические исследования по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола. После чего в нагнетательной скважине размещают две колонны насосно-компрессорных труб (НКТ). При этом конец колонны меньшего диаметра располагают в начале горизонтального ствола, а конец колонны большего диаметра - в зоне с нефтенасыщенностью более 60%. Для закачки пара в добывающей скважине размещают одну или две колонны НКТ со смещением конца или концов по горизонтали относительно концов НКТ нагнетательной скважины не менее чем на 10 м. В обе скважины закачивают объем пара, определяемый по приведенному математическому выражению. После окончания закачки расчетного объема пара скважины останавливают на выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола добывающей скважины, в которой проводят термобарометрические измерения посредством геофизических исследований. По результатам которых в горизонтальном стволе добывающей скважины выявляют переходные зоны с температурой между большим и меньшим прогревом. Среди выявленных зон определяют зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в которой размещают оптоволоконный кабель и спускаемый на колонне НКТ электроцентробежный насос (ЭЦН), оснащенный на приеме датчиками температуры и давления. Закачку пара через нагнетательную скважину возобновляют, а отбор продукции ЭЦН проводят со съемом термограммы вдоль ствола добывающей скважины посредством оптоволоконного кабеля и замером температуры на приеме ЭЦН для контролирования процесса равномерного прогрева добывающей скважины. Причем при снижении температуры жидкости ниже максимально допустимой на входе насоса увеличивают закачку пара через нагнетательную скважину, а при повышении температуры на входе ЭЦН снижают закачку пара через нагнетательную скважину и/или переводят ЭЦН в периодический режим работы. После стабилизации температуры на входе ЭЦН, равной максимально допустимой по условиям работы, насос переводят на постоянный режим работы. Техническим результатом является снижение энергетических затрат за счет использования одноустьевых скважин, исключение неравномерности прогрева и прорыва пара в добывающую скважину за счет применения контроля прогрева и увеличение надежности работы за счет использования погружных ЭЦН. 2 з.п. ф-лы, 3 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - ускорение выхода на промышленную эксплуатацию залежи, сокращение энергетических затрат, эффективная добыча продукции. Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин включает строительство в продуктивном пласте горизонтальной нагнетательной скважины и добывающей скважины, расположенной ниже и параллельно нагнетательной скважине, спуск в нагнетательную скважину двух колонн насосно-компрессорных труб НКТ разного диаметра с размещением концов в различных интервалах горизонтального ствола, спуск в добывающую скважину одной или двух колонн НКТ со смещением конца или концов по горизонтали относительно концов НКТ нагнетательной скважины не менее чем на 10 м, первоначальный прогрев продуктивного пласта закачкой необходимого для прогрева межскважинного пространства залежи с созданием гидродинамической связи объема пара, выдержку для термокапиллярной пропитки и остывания ствола скважины, проведение термобарометрических измерений посредством геофизических исследований в добывающей скважине. По результатам этих исследований в горизонтальном стволе добывающей скважины выявляют зоны с экстремальными температурами. Среди выявленных зон определяют зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, размещение спускаемого на колонне НКТ электроцентробежного насоса, оснащенного на приеме датчиками температуры и давления и оптоволоконного кабеля по всей длине фильтра, в дальнейшем ведение закачки пара через нагнетательную скважину и отбор продукции электроцентробежным насосом в добывающей скважине. Осуществляют первоначальный прогрев продуктивного пласта закачкой расчетного объема высокотемпературного пара в добывающую скважину, а исследования добывающей скважины осуществляют после термокапиллярной пропитки и остывания ствола скважины ниже предельной температуры для насоса. Насос устанавливают в переходной зоне с температурой между большим и меньшим прогревом, в ходе эксплуатации насоса производят мониторинг температур по длине добывающей скважины и на входе насоса. При достижении в зоне размещения насоса температуры, близкой к предельной для работы насоса, его перемещают в близлежащую зону, соответствующую условиям установки насоса, при этом точки подачи пара в нагнетательной скважине и точку отбора в добывающей скважине размещают со смещением по горизонтали не менее чем 10 м во избежание прорывов пара. 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - расширение функциональных возможностей за счет стабильности водоизолирующего состава при температурах выше 180°С, увеличение эффективности работы погружных скважинных насосов за счет наличия отсекающего пакера, исключающего попадание водоизолирующего состава на вход насоса с одновременным снижением материальных затрат. Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами включает строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой обсадных колонн, закачку вытесняющего агента с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины, проведение исследований для определения водонасыщенных зон, примыкающих к добывающей скважине, после чего в обсадной колонне, примыкающей к водоносным зонам этой скважины, производят последовательное перекрытие этих зон заполнением от забоя к устью водоизолирующим составом, разрушающимся при определенном воздействии, с последующей технологической выдержкой. Перед исследованиями теплоноситель в виде пара температурой не менее 180°С закачивают в обе скважины до образования паровой камеры. Геофизические исследования проводят перед отбором продукции в виде снятия термограммы вдоль ствола добывающей скважины для определения как минимум одной водонасыщенной зоны с пониженной температурой прогрева. После определения этих зон ближе не менее 5 м к устью относительно выявленных зон устанавливают в добывающей скважине проходной пакер, через который закачивают термостойкий водоизолирующий состав, разрушаемый под действием соляной кислоты. После закачки пакер заглушают. При эксплуатации после установления устойчивой термогидродинамической связи между скважинами, характеризующейся повышением температуры добываемой жидкости, а также повышением термограммы вдоль ствола скважины, пакер разбуривают, а водоизолирующий состав разрушают воздействием соляной кислоты, после чего добывающую скважину опять эксплуатируют в режиме отбора. 1 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - расширение функциональных возможностей за счет стабильности водоизолирующего состава при воздействии на него в течение продолжительного времени высокими температурами не менее 180°С, исключение саморазрушения водоизолирующего состава до создания устойчивой термогидродинамической связи между скважинами, увеличение эффективности работы погружных скважинных насосов за счет исключения попадания водоизолирующего состава на вход насоса с одновременным снижением материальных затрат. Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами включает строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой обсадных колонн, закачку вытесняющего агента с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины, проведение исследований для определения водонасыщенных зон, примыкающих к добывающей скважине, после чего в обсадной колонне, примыкающей к водоносным зонам этой скважины, производят последовательное перекрытие этих зон заполнением от забоя к устью водоизолирующим составом, разрушающимся при определенном воздействии, с последующей технологической выдержкой. Перед исследованиями теплоноситель в виде пара температурой не менее 180°С закачивают в обе скважины до образования паровой камеры. Геофизические исследования проводят перед отбором продукции в виде снятия термограммы вдоль ствола добывающей скважины для определения как минимум одной водонасыщенной зоны с пониженной температурой прогрева. После чего ближе не менее 10 м к устью относительно выявленных зон закачивают термостойкий водоизолирующий состав, разрушаемый под действием соляной кислоты. При эксплуатации после установления устойчивой термогидродинамической связи между скважинами, характеризующейся повышением температуры добываемой жидкости, а также повышением термограммы вдоль ствола скважины, водоизолирующий состав разрушают воздействием соляной кислоты, после чего добывающую скважину опять эксплуатируют в режиме отбора. 2 ил., 1 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при определении интервалов скважины с заколонным движением жидкости. Технический результат направлен на повышение достоверности получаемых результатов при определении интервалов заколонного движения жидкости скважин, эксплуатируемых на залежах вязкой и сверхвязкой нефти. Способ выполняют в два этапа. На первом этапе в нижнюю горизонтальную добывающую скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб на начало щелевого фильтра. В верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину спускают и производят посадку теплоизолированного пакера выше щелевого фильтра. В верхней горизонтальной нагнетательной скважине проводят исследование температуры в интервале от устья скважины до пакера. Закачивают пар в нижнюю горизонтальную добывающую скважину и одновременно в верхней горизонтальной нагнетательной скважине периодически проводят исследования температуры. По завершению закачки пара в нижнюю скважину, производят заключительное исследование температуры в верхней скважине. На втором этапе в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину закачивают пресную воду и спускают колонну теплоизолированных насосно-компрессорных труб с термостойким пакером и хвостовиком. Производят установку пакера перед щелевым фильтром, по межтрубному пространству в интервале от устья скважины до пакера проводят контрольное исследование температуры. Закачивают пар в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину по колонне теплоизолированных насосно-компрессорных труб, через пакер и хвостовик на начало щелевого фильтра. При этом периодически после начала закачки проводят исследования температуры по межтрубному пространству в интервале от устья скважины до пакера. По завершению закачки пара проводят заключительное исследование температуры в верхней горизонтальной нагнетательной скважине. При необходимости исследования нижней горизонтальной добывающей скважины порядок работ на скважинах меняют местами.

 


© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности
Наверх