Патенты автора Аслямов Нияз Анисович (RU)

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 нефтяной промышленности. Технический результат – снижение риска парогазопроявлений во время проведения подземных ремонтов в нагнетательных скважинах, сокращение временных и транспортных затрат на мероприятия по глушению и охлаждению нагнетательных скважин. Способ добычи высоковязкой нефти включает строительство добывающей скважины 2 и нагнетательной скважины 3, расположенной параллельно добывающей скважине 2, со спуском эксплуатационных колонн 4, 5 и фильтров-хвостовиков 6, проведение в горизонтальном стволе нагнетательной скважины 3 геофизических исследований по определению нефтенасыщенности вдоль горизонтального ствола, размещение в нагнетательной скважине 3 двух колонн насосно-компрессорных труб НКТ, причем конец колонны НКТ меньшего диаметра размещают в начале горизонтального ствола, а конец колонны НКТ большего диаметра - в зоне с нефтенасыщенностью более 60%. При этом строительство нагнетательной скважины 3 осуществляют выше добывающей скважины 2 и производят таким образом, чтобы нижняя точка эксплуатационной колонны 5 нагнетательной скважины 3 находилась на расстоянии не менее 3 м по горизонтали от эксплуатационной колонны 4 добывающей скважины 2 и таким образом, чтобы нижняя точка эксплуатационной колонны 5 нагнетательной скважины 3 находилась на 2-4 м ниже нижней точки фильта-хвостовика 6 нагнетательной скважины 3. Осуществляют регулируемую закачку пара в нагнетательную скважину 3 через колонны НКТ различного диаметра. Посредством геофизических исследований в горизонтальном стволе добывающей скважины 2 выявляют переходную зону с температурой между большим и меньшим прогревом, из которой осуществляют отбор жидкости электроцентробежным насосом. При снижении температуры жидкости ниже максимально допустимой на входе насоса увеличивают закачку пара через нагнетательную скважину 3, а при повышении температуры жидкости на входе насоса снижают закачку пара через нагнетательную скважину 3 и/или переводят насос в периодический режим работы. 1 ил., 2 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой и битумной нефти. Технический результат - повышение эффективности разработки парных горизонтальных скважин за счет поддержания темпа прогрева скважин, поддержание безаварийной работы скважин парогравитационным методом. Способ разработки месторождения высоковязкой и битумной нефти включает строительство горизонтальных добывающей скважины и нагнетательной скважины, располагаемой выше и параллельно добывающей, создание проницаемой зоны между скважинами за счет нагнетания теплоносителя - пара - в обе скважины, закачку пара в нагнетательную скважину, отбор продукции из добывающей скважины. При этом отслеживают изменения температуры и давления на приеме глубинного насоса. При достижении на приеме глубинного насоса давления 0,1 МПа и температуры 118°С и выше, или давления 0,2 МПа и температуры 131°С и выше, или давления 0,3 МПа и температуры 141°С и выше, или давления 0,4 МПа и температуры 149°С и выше, или давления 0,5 МПа и температуры 156°С и выше сухость закачиваемого пара снижают до 80-89%. При достижении на приеме глубинного насоса давления 0,1 МПа и температуры 107°С и ниже, или давления 0,2 МПа и температуры 120°С и ниже, или давления 0,3 МПа и температуры 130°С и ниже, или давления 0,4 МПа и температуры 138°С и ниже, или давления 0,5 МПа и температуры 145°С и ниже сухость закачиваемого пара увеличивают до 95-97%. 1 табл., 4 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности разработки залежи сверхвязкой нефти на участках залежи сверхвязкой нефти с толщиной продуктивного пласта менее 10 м, а также расположенных в районе носка ряда пар скважин, эксплуатируемых по технологии парогравитационного дренажа. Способ разработки залежи сверхвязкой нефти включает строительство пар горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин, расположенных одна над другой, 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, разработку с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя и отбора жидкости. В залежи также определяют аномальные участки в с толщиной продуктивного пласта менее 10 м, в которых располагают дополнительные скважины на расстоянии 50±15 м от близлежащей добывающей скважины, при этом дополнительные скважины бурят параллельно соседней добывающей скважине, располагая забои дополнительных скважин в направлении забоев парных горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин таким образом, чтобы расстояние от забоев парных добывающих и нагнетательных скважин до ствола дополнительной скважины составляло 30±10 м. Через дополнительные скважины производят закачку теплоносителя до создания термодинамической связи с ближайшей парой горизонтальных скважин с последующим переводом на отбор продукции. Определяют граничную температуру продукции дополнительной скважины, при которой ухудшается гидродинамическая связь с близлежащей добывающей скважиной. Производят повторную закачку теплоносителя для восстановления гидродинамической связи с близлежащей добывающей скважиной при снижении температуры добываемой продукции из дополнительной скважины до граничной температуры, затем отбор продукции возобновляют. Повторяют циклы закачки и отбора в дополнительной скважине. Каждый следующий временной интервал отбора увеличивают по сравнению с предыдущим. Отбор из дополнительной скважины ведут до достижения граничной температуры 40±10°С. 2 ил., 3 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой и битумной нефти с наличием непроницаемого пропластка. Для осуществления способа разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума с наличием непроницаемого пропластка бурят горизонтальные скважины, горизонтальные участки выполняют в виде синусоиды с пересечением всех пластов в многопластовом послойно-неоднородном коллекторе и отбирают жидкость из многопластового послойно-неоднородного коллектора. Предварительно определяют вязкость сверхвязкой нефти или битума в пластовых условиях, горизонтальные скважины выполняют в виде восходящих субгоризонтальных пароциклических скважин. Направление бурения выбирают таким образом, чтобы горизонтальные участки скважин в виде синусоиды по восходящей пересекали непроницаемый пропласток с образованием синусоидальных ступеней. Средний уровень каждой последующей синусоидальной ступени по абсолютной отметке выполняют выше среднего уровня предыдущей синусоидальной ступени как минимум на 1 м. Расстояние между средними уровнями двух соседних ступеней выдерживают 150-250 м. В зависимости от вязкости сверхвязкой нефти или битума выбирают способ эксплуатации залежи, при вязкости более 500 мПа*с в пластовых условиях осуществляют закачку пара, прогрев сверхвязкой нефти или битума, после прогрева производят отбор жидкости, при вязкости менее 500 мПа*с в пластовых условиях производят отбор жидкости механизированным способом. Достигается технический результат – повышение эффективности разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума, увеличение коэффициента извлечения нефти, снижение вероятности формирования гидрозатвора в низших интервалах скважин. 1 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 нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности разработки залежи, вовлечение в разработку маломощных продуктивных пластов толщиной менее 10 м, осложненных непроницаемыми пропластками, с одновременным снижением материальных затрат. Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума включает определение в залежи продуктивных пластов, разделенных слабопроницаемыми пропластками, бурение в нижнем пласте выше водонефтяного контакта горизонтальной скважины с дополнительными восходящими стволами, вскрывающими верхние пласты, расстояние между которыми определяют с учетом технологических возможностей бурового оборудования для их проводки, а также с возможностью размещения фильтров с регулируемым пропусканием, спускаемых в горизонтальную скважину перед закачкой теплоносителя на колонне труб и располагаемых напротив дополнительных восходящих стволов, а также пакеров, изолирующих межтрубное пространство горизонтальной скважины между дополнительными восходящими стволами и выше фильтров, определение физико-химических свойств, закачку теплоносителя и отбор продукции. После пересечения и выхода дополнительных восходящих стволов в верхний продуктивный пропласток их проводят длиной 10-40 м вдоль слабопродуктивного пропластка, производят обсадку дополнительных восходящих стволов и основного горизонтального ствола скважины, спускают в скважину насосно-компрессорные трубы с предварительно установленными напротив интервалов зарезки боковых восходящих стволов муфтами для закачки теплоносителя. При этом сначала закачивают теплоноситель интенсивностью 90-120 т/сут. После закачку останавливают, оставляют скважину на термокапиллярную пропитку на 35-40 сут. После термокапиллярной пропитки скважину переводят на отбор жидкости, отслеживают изменение температуры и обводненности добываемой продукции. При снижении температуры добываемой продукции до граничной температуры 30-40°С или при повышении обводненности продукции до 96–99% закачку теплоносителя возобновляют. Осуществляют закачку теплоносителя в объеме отобранной жидкости, циклы закачки и отбора повторяют. 1 ил., 2 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти в неоднородном пласте. Способ разработки неоднородного пласта сверхвязкой нефти, включающий бурение в продуктивном пласте паронагнетательной горизонтальной скважины и расположенной ниже горизонтальной параллельной добывающей скважины, проведение исследования в пробуренных скважинах и определение наличия слабопроницаемых и непроницаемых перемычек, гидродинамическое воздействие на перемычку с образованием гидродинамической связи между параллельными скважинами, закачку пара в скважины с образованием паровой камеры в пласте, закачку пара в нагнетательные скважины и отбор продукции пласта из добывающих скважин. Предварительно при строительстве скважин анализом кернов определяют давления образования трещин в перемычках и нарушения целостности кровли, исследованиями отбирают добывающие скважины, которые пересекают перемычки, спускают в каждую отобранную скважину оборудование для избирательного воздействия с отсечением по краям пакерами интервала скважины, взаимодействующего с перемычкой. Проводят предварительный прогрев пласта закачкой пара через соответствующую параллельную нагнетательную скважину, гидродинамическое воздействие на перемычку осуществляют закачкой пара через оборудование для избирательного воздействия с остановкой закачки через параллельную нагнетательную скважину и давлением, как минимум на 5% превосходящим давление образования трещин в соответствующей перемычке, но ниже давления нарушения целостности кровли пласта. После образования трещин в перемычке, достаточных для участия в разработке пласта, что определяют наличием гидродинамической связи с параллельной нагнетательной скважиной, оборудование для избирательного воздействия снимают и извлекают из добывающей скважины. При этом начинают закачку пара в параллельную нагнетательную скважину и переводят под закачку пара по всей длине и добывающую скважину до образования паровой камеры в пласте. Обеспечивается упрощение разработки пласта. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти в неоднородном пласте. Способ разработки неоднородного пласта сверхвязкой нефти, включающий бурение в продуктивном пласте паронагнетательной горизонтальной скважины и расположенной ниже горизонтальной параллельной добывающей скважины, проведение исследования в пробуренных скважинах и определение наличие слабопроницаемых и непроницаемых перемычек, гидродинамическое воздействие на перемычку с образованием гидродинамической связи между параллельными скважинами, закачку пара в скважины с образованием паровой камеры в пласте, закачку пара в нагнетательные скважины и отбор продукции пласта из добывающих скважин. Предварительно при строительстве скважин анализом кернов определяют давления образования трещин в перемычках и нарушения целостности кровли пласта. Исследованиями отбирают нагнетательные скважины, которые пересекают перемычки. Спускают в каждую отобранную скважину оборудования для избирательного воздействия с отсечением по краям пакерами интервала скважины, взаимодействующего с перемычкой. Гидродинамическое воздействие на перемычку осуществляют закачкой пара через оборудование для избирательного воздействия давлением, как минимум на 5% превосходящим давление образования трещин в соответствующей перемычке, но ниже давления нарушения целостности кровли пласта. После образования трещин в перемычке, достаточных для участия в разработке пласта, что определяют наличием гидродинамической связи с параллельной добывающей скважиной, оборудование для избирательного воздействия снимают и извлекают из нагнетательной скважины. Начинают закачку пара в параллельную добывающую скважину и переводят под закачку пара по всей длине и нагнетательную скважину до образования паровой камеры в пласте. Обеспечивается упрощение разработки пласта. 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - извлечение остаточных запасов нефти, облегчение ввода хвостовика и скважинного оборудования, исключение аварийных ситуаций, связанных с извлечением фильтров-хвостовиков. Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума включает строительство пар расположенных одна над другой горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, оснащенных в горизонтальной части фильтрами-хвостовиками, прогрев залежи закачкой пара в обе скважины с созданием паровой камеры, последующую закачку пара через нагнетательные скважины, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль состояния паровой камеры. После выработки участка залежи в одной из пар скважин останавливают закачку пара и отбор жидкости. После снижения температуры в добывающей скважине ниже 80°С строят из добывающей и нагнетательной скважин новые стволы с горизонтальным участком, оснащаемым фильтром-хвостовиком, в направлении не охваченных разработкой участков залежи. При этом производят изоляцию ствола скважины, расположенного ниже уровня выхода дополнительного ствола, под которым в скважине устанавливают клин-отклонитель для вырезки окна и строительства нового ствола. Выход новых стволов из скважин располагают выше соответствующих горизонтальных участков новых стволов для обеспечения нисходящих участков между скважинами и новыми горизонтальными участками. Из нагнетательной скважины строительство нового ствола производят с горизонтальным участком над новым горизонтальным участком добывающей скважины на расстоянии, обеспечивающем гидродинамическую связь между стволами после прогрева, но исключающем прорыв пара. Закачивают пар в обе скважины для получения гидродинамической связи между новыми стволами. Затем закачивают пар через новый ствол нагнетательной скважины и осуществляют отбор продукции через новый ствол добывающей скважины с контролем состояния паровой камеры. 2 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности теплового воздействия, максимально возможное извлечение остаточной сверхвязкой нефти из сводовой части продуктивного пласта, исключение быстрого обводнения добывающих дополнительных скважин на поздней стадии разработки. Способ разработки залежи сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки включает закачку пара в верхние нагнетательные скважины, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор нефти через нижние добывающие скважины, на поздней стадии разработки прекращение закачки пара, закачку горячей воды в пласт и отбор продукции, при этом останавливают закачку пара в верхние нагнетательные скважины, нижние добывающие скважины переводят под нагнетание горячей воды с температурой 40-65°С. Изначально после геофизических исследований через наблюдательные скважины залежь разбуривают рядами параллельных парных горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, направленных навстречу аналогичным соответствующим скважинам из соседнего ряда с выдерживанием расстояния между забоями, исключающими прорыв пара и/или горячей воды из одной скважины в другую. После перевода под нагнетание горячей воды нижних добывающих горизонтальных скважин производят геофизические исследования в наблюдательных скважинах для определения нефтенасыщенных зон пласта, в которых бурят дополнительные добывающие горизонтальные скважины в сводовой части продуктивного пласта между забоями ранее пробуренных горизонтальных скважин на расстоянии 1-3 м от кровли продуктивного пласта. 1 пр., 2 ил.
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 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 и, в частности, к термическим способам добычи сверхвязкой нефти и/или битума. Техническим результатом является повышение эффективности разработки залежи сверхвязкой нефти за счет увеличения зоны прогрева области дренирования горизонтальной добывающей скважины, снижение процента обводненности добываемой продукции из пласта за счет исключения прорыва теплоносителя в добывающую скважину. Способ включает определение уровня водонефтяного контакта, бурение вертикальных нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин с вскрытием участков этих скважин, расположенных в залежи, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор жидкости через добывающие скважины. Бурение горизонтальных добывающих скважин производят с расстояниями между ними в плане 50-90 м с расположением в залежи как минимум на 1 м выше подошвы или уровня водонефтяного контакта, снабжают вскрытые участки скважин фильтрами, вертикальные нагнетательные скважины бурят между горизонтальными добывающими скважинами на расстоянии 25-45 м от ствола горизонтальных скважин над началом фильтра и над забоем добывающих скважин, вскрытые продуктивные интервалы в вертикальных скважинах снабжают фильтрами, по глубине залегания залежи определяют максимальное давление, исключающее нарушение целостности породы залежи, закачку рабочего агента через вертикальные скважины осуществляют в количестве 20-40 т/сут, закачку рабочего агента через горизонтальные скважины осуществляют в количестве 60-100 т/сут, после осуществления прогрева в течение двух месяцев горизонтальные скважины останавливают на термокапиллярную пропитку продолжительностью 1 месяц, далее горизонтальные скважины запускают на отбор жидкости до снижения температуры по стволу скважины ниже 50 °С и/или дебита по нефти до 0,5-1 т/сут хотя бы в одной горизонтальной добывающей скважине, далее циклы закачки и термокапиллярной пропитки повторяют. 2 ил.

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, в частности к способам увеличения добычи сверхвязкой нефти на месторождении. Техническим результатом является создание безаварийного способа разработки залежи сверхвязкой нефти на поздней стадии позволяющего с наименьшими затратами времени произвести строительство нового горизонтального ствола из добывающей скважины. Способ включает строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, оснащенных в горизонтальной части соответствующими фильтрами-хвостовиками, прогрев залежи закачкой теплоносителя - пара в обе скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, закачку пара через нагнетательные скважины, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль состояния паровой камеры. После выработки участка залежи в одной из пар скважин останавливают закачку пара и отбор жидкости. После снижения температуры в добывающей скважине ниже пороговой из остывшей добывающей скважины производят бурение нового горизонтального ствола, оснащаемого впоследствии фильтром-хвостовиком, в направлении не охваченных разработкой участков, с последующей закачкой пара в обе скважины для получения гидродинамической связи между стволами и поддержания необходимой температуры, закачивают пар через нагнетательную скважину и осуществляют отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через новый ствол добывающей скважины с контролем состояния паровой камеры. В качестве пороговой температуры принимают 60°С и менее, перед строительством нового горизонтального ствола в добывающую скважину спускают клин-отклонитель с направлением скоса в сторону не охваченных разработкой участков, вырезают окно в обсадной колонне добывающей скважины, через которое впоследствии бурят новый горизонтальный ствол.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - эффективный охват прогревом всей залежи, примерно равный дебит во всех добывающих скважинах с экономией при строительстве за счет бурения на две добывающие скважины одной нагнетательной скважины, которая также прогревает межскважинное пространство. Способ разработки залежи сверхвязкой нефти включает строительство добывающих скважин с вскрытыми параллельными горизонтальными участками в продуктивном пласте и нагнетательными скважинами с профилем, расположенным над добывающими скважинами, предварительный прогрев закачкой теплоносителя в виде насыщенного пара во все скважины до создания парогазовой камеры, перевод на закачку теплоносителя в нагнетательные скважины и отбор продукции пласта из добывающих скважин. Причем параллельные горизонтальные участки добывающих скважин при строительстве располагают на расстоянии 80-120 м. Добывающие скважины разбивают на пары. Над каждой из пар строят горизонтальный профиль соответствующей одной нагнетательной скважины так, чтобы приустьевая часть профиля располагалась над горизонтальным участком одной добывающей скважины из пары, а призабойная часть - над другой. 1 ил.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений. Технический результат – эффективный прогрев призабойных зон скважин, увеличение охвата прогревом пласта на 80-90%. В способе разработки залежи сверхвязкой нефти, включающем бурение рядов скважин с параллельными в горизонтальной плоскости стволами, пробуренными навстречу друг другу в шахматном порядке, производят двухэтапную циклическую закачку теплоносителя и добычу нефти скважинами. На первом этапе цикла закачивают теплоноситель в нечетные скважины ряда и добывают нефть из четных скважин ряда, после чего останавливают скважины на период пропитки коллектора. На втором этапе цикла закачивают теплоноситель в четные скважины ряда и добывают нефть из нечетных скважин ряда, после чего останавливают скважины на период пропитки коллектора. Повторяют цикл несколько раз. Указанные скважины с горизонтальными стволами бурят в нижней части залежи с перекрытием забойной части соответствующих пробуренных навстречу скважин на 15-35 м и с расстоянием 60-100 м между близлежащими однонаправленными горизонтальными стволами скважин. Устья скважин оборудуют датчиками температуры. Определяют оптимальную температуру добычи, при которой наблюдается максимальный дебит добываемой продукции и исключается прорыв теплоносителя в близлежащие стволы скважин. От цикла к циклу время и/или объем закачки теплоносителя оставляют прежним при сохранении оптимальной температуры добычи, время и/или объем закачки теплоносителя увеличивают при снижении температуры ниже оптимальной температуры добычи, время и/или объем закачки теплоносителя снижают при увеличении температуры выше оптимальной температуры добычи. 1 ил.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к ремонту фильтра-хвостовика скважин, пробуренных на сверхвязкую нефть. Способ включает бурение скважины, снабженной обсадной колонной труб, установку в необсаженном интервале продуктивного пласта фильтра-хвостовика, добычу продукции пласта через фильтр-хвостовик. В фильтре-хвостовике размещают нефтяное оборудование. При прихвате оборудования в фильтре-хвостовике сначала извлекают нефтяное оборудование спуском соответствующего ловильного инструмента, оснащенного автоотцепом, срабатывающим при нагрузках, превышающих допустимые для извлечения нефтяного оборудования. При неизвлечении нефтяного оборудования производят спуск ловильного инструмента для фильтра-хвостовика с последующим его извлечением на поверхность. После очистки, ревизии фильтра-хвостовика или его замены производят установку фильтра-хвостовика в необсаженный интервал горизонтального ствола и спуск в фильтр-хвостовик нефтяного оборудования для дальнейшей работы. Упрощается реализация ремонта, увеличиваются технологические возможности.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - снижение теплопотерь за счет уменьшения площади прогрева и строительства скважин с учетом их гидродинамических возможностей, увеличение продуктивности залежи. Способ разработки залежи высоковязкой нефти включает строительство в пределах одного пласта параллельных горизонтальных скважин и отдельной скважины, расположенной на примерно равном расчетном расстоянии от забоев параллельных скважин, исключающем прорыв теплоносителя, но позволяющем создать гидродинамическую связь со всеми скважинами, закачку теплоносителя во все скважины с прогревом пласта и образование гидродинамической связи между параллельными скважинами и отдельной скважиной, закачку теплоносителя в параллельные скважины и отбор продукции из добывающей скважины. Причем отдельную скважину строят над параллельными скважинами на расстоянии в плане 50±15 м до их забоев. Указанную отдельную скважину оборудуют колонной с муфтами, размещаемыми в точках пересечений в плане с нижними горизонтальными скважинами. Диаметр муфт подбирают исходя из потребностей закачки пара для нижних горизонтальных скважин. После прогрева пласта и создания гидродинамической связи параллельные скважины переводят в добывающие для отбора продукции, а отдельную скважину - в нагнетательную для закачки теплоносителя. Закачку теплоносителя осуществляют на всех этапах при давлении, исключающем нарушение целостности породы залежи. 2 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к ликвидации горизонтальных скважин на месторождениях сверхвязкой нефти. Способ включает определение интервалов негерметичности заколонного пространства обсадной колонны геофизическими методами, проведение перфорации отверстиями обсадной колонны в интервалах негерметичности. Ликвидацию скважины проводят после спуска технологической колонны в два этапа, на первом из которых проводят задавливание цементного раствора в интервалы негерметичности через перфорационные отверстия, а на втором производят заполнение скважины цементным раствором до устья скважины. При этом в горизонтальных или наклонных скважинах, оборудованных фильтрами-хвостовиками в интервале продуктивного пласта, перед перфорацией устанавливают пакер-пробку, перекрывая фильтрующую часть хвостовика со стороны устья. Технологическую колонну перед спуском оборудуют съемным пакером, на первом этапе закачивают цементный раствор до нижних перфорационных отверстий. Съемный пакер устанавливают в средний части нижнего интервала негерметичности, в который через технологическую колонну закачивают расчетный объем цементного раствора, позволяющий заполнить весь интервал негерметичности, с давлением закачки, не превышающим допустимого давления для данной скважины. Съемный пакер после схватывания цементного раствора, но до его отверждения снимают и переустанавливают после заполнения скважины цементным раствором до следующих перфорационных отверстий. Последовательно снизу вверх аналогично заполняют все интервалы негерметичности цементным раствором. После снятия съемного пакера с верхнего интервала негерметичности приступают ко второму этапу. Для ликвидации скважин, применяемых для технологических процессов, использующих термическое воздействие на пласт, нужно использовать термостойкий цемент. Техническим результатом является повышение эффективности и надежности ликвидации горизонтальной скважины за счет надежной изоляции межпластовых заколонных перетоков благодаря вытеснению скважинной жидкости за обсадную колонну и заполнению интервалов негерметичности цементным раствором. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности способа разработки, уменьшение теплопотерь, увеличение добычи нефти за счет увеличения зоны дренирования пласта с одновременным снижением материальных затрат. Способ разработки залежи сверхвязкой нефти включает строительство в нижнем пласте выше водонефтяного контакта горизонтальной добывающей скважины с восходящими дополнительными стволами, выше которой строят нагнетательную скважину с горизонтальными или восходящими дополнительными стволами, закачку теплоносителя в обе скважины до прогрева межскважинного пространства продуктивных пластов, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины. Дополнительные стволы добывающей и нагнетательной скважин бурят длиной от 50 до 300 м, строят друг над другом с кратчайшим расстояния между ними не менее 2 м. При этом забои дополнительных стволов добывающей скважины располагают выше основного ствола по абсолютной отметке на 2-5 м, а нагнетательной скважины - на 0-3 м, после чего боковые стволы оснащают обсадными колоннами. 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к термическим способам добычи высоковязкой нефти и/или битума при наличии водоносных интервалов или водонефтяного контакта. Технический результат – возможность реанимировать скважину, пробуренную в плохих геологических условиях, без необходимости применять сложные химические реагенты для изоляции водоносных интервалов. Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водоносными интервалами включает строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой фильтров-хвостовиков, располагаемых в горизонтальных участках скважин, изоляцию водоносных интервалов, закачку вытесняющего агента с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды в верхнюю скважину и отбор продукции из нижней скважины. В качестве рабочего агента используют пар. При обводнении продукции залежи больше уровня рентабельности проводят изоляцию горизонтального участка нижней скважины с водоносными интервалами. После чего проводят из участка выше интервала изоляции строительство дополнительного горизонтального участка, располагаемого выше горизонтального участка верхней скважины на 5±1 м. Дополнительный горизонтальный участок, располагаемый выше соответствующего участка другой скважины, оборудуют фильтром-хвостовиком, через который производят нагнетание пара. Добычу продукции залежи ведут из нижнего горизонтального участка другой скважины. 1 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при термическом способе добычи высоковязкой нефти и/или битума при наличии водоносных интервалов или водонефтяного контакта. Технический результат - увеличение эффективности разработки и снижение уровня пластовой воды. Способ разработки залежи включает строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин, закачку теплоносителя с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины. Горизонтальные участки скважин оснащают фильтрами-хвостовиками. Перед отбором залежь прогревают закачкой пара в обе горизонтальные скважины до получения гидродинамической связи с созданием паровой камеры. Проводят исследования мониторингом обводненности продукции добывающей скважины. При увеличении обводненности продукции залежи больше уровня рентабельности производят изоляцию водоносных интервалов. Для этого останавливают эксплуатацию добывающей и нагнетательной скважин. Осуществляют бурение дополнительной горизонтальной скважины. При этом скважину располагают выше верхней скважины на 5±1 м. Производят закачку теплоносителя в дополнительную скважину. Нагнетательную скважину переводят под отбор продукции. Самую нижнюю скважину также запускают на отбор жидкости для исключения увеличения обводненности продукции в переведенной под отбор скважине. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – повышение эффективности пароциклического метода за счет выравнивания прогрева области дренирования горизонтальной добывающей скважины, снижение обводненности добываемой продукции из пласта за счет исключения прорыва теплоносителя в добывающую скважину, а также снижение материальных затрат за счет отсутствия необходимости строительства дополнительных горизонтальных нагнетательных скважин. Способ разработки залежи высоковязкой нефти включает бурение вертикальных нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин с вскрытием участков этих скважин, расположенных в залежи. Причем сначала производят бурение горизонтальных добывающих скважин с расстояниями между ними в плане 70-80 м с расположением в залежи как минимум на 1 м выше подошвы или уровня водонефтяного контакта. Вертикальные нагнетательные скважины располагают между горизонтальными скважинами на расстоянии 35-40 м от средней части ствола добывающих скважин. По глубине определяют максимальное давление, исключающее нарушение целостности породы залежи. Закачку рабочего агента через нагнетательные скважины осуществляют в количестве 20-40 т/сут. Отбор через горизонтальные скважины, расположенные у нагнетательной скважины, ведут поочередно до снижения температуры по стволу скважины ниже 50oС и/или дебита по нефти до 0,5-1 т/сут хотя бы в одной горизонтальной добывающей скважине в залежи, при этом в другие горизонтальные добывающие скважины закачивают пар с максимально возможным объемом при давлении, исключающем нарушение целостности породы залежи, после чего горизонтальные скважины останавливают на термокапиллярную пропитку, после которой горизонтальные скважины на закачку и отбор меняют, до следующего переключения, далее циклы повторяют. 2 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - снижение паронефтяного отношения в 1,3 раза, увеличение добычи и охвата вытеснением за счет включения в разработку незатронутых зон и обеспечение равномерной выработкой запасов нефти с поддержанием оптимальной температуры для отбора продукции в дополнительной скважине. Способ разработки высоковязкой нефти 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. Осуществляют строительство в зонах наименьшего прогрева между добывающими скважинами на уровне подошвы пласта или уровне водонефтяного контакта - ВНК дополнительной скважины, через которую производят закачку теплоносителя до создания термодинамической связи с ближайшими парами 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 близлежащими добывающими скважинами. При снижении температуры добываемой продукции из дополнительной скважины до граничной температуры в нее повторно закачивают теплоноситель для восстановления гидродинамической связи с близлежащими добывающими скважинами. После этого возобновляют отбор. Далее циклы закачки и отбора в дополнительной скважине повторяют исходя из граничной температуры отбираемой из нее продукции. 2 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение отбора продукции пласта и коэффициента извлечения нефти по месторождению без больших затрат за счет ввода участков залежи, не охваченных прогревом и добычей. Способ разработки залежи сверхвязкой нефти на поздней стадии включает строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, оснащенных в горизонтальной части соответствующими фильтрами-хвостовиками, прогрев залежи закачкой теплоносителя - пара в обе скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, закачку пара через нагнетательные скважины, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль состояния паровой камеры. После выработки участка залежи в одной из пар скважин останавливают закачку пара и отбор жидкости. После снижения температуры в добывающей скважине ниже 80°С из остывшей добывающей скважины извлекают фильтр-хвостовик. Из добывающей скважины производят бурение нового горизонтального ствола, оснащаемого впоследствии фильтром-хвостовиком, в направлении не охваченных разработкой участков. Производят закачку пара в обе скважины для получения гидродинамической связи между стволами и поддержания необходимой температуры. Закачивают пар через нагнетательную скважину и осуществляют отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через новый ствол добывающей скважины с контролем состояния паровой камеры. 2 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, и в частности к разработке залежи сверхвязкой нефти с применением тепла для разогрева продуктивного пласта. Способ разработки залежи сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки, включающий закачку пара в нагнетательные скважины, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор нефти через добывающие скважины, на поздней стадии разработки прекращение закачки пара, определение параметров паровой камеры, закачку горячей воды в пласт и отбор продукции, отличающийся тем, что выбирают пару скважин с термобарическими условиями в верхней нагнетательной скважине ниже температуры парообразования в пластовых условиях, с сокращением дебита по нефти до 1-3 т/сут, после чего останавливают закачку пара в верхнюю скважину, нижнюю скважину переводят под нагнетание воды объемом 30-80 м3/сут с температурой 40-65°С, а верхнюю запускают под отбор продукции пласта. Предлагаемый способ разработки залежи сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки позволяет значительно повысить эффективность теплового воздействия при максимально возможном извлечении остаточной нефти из межскважинной зоны, а также снизить материальные и экономические затраты из-за отсутствия закачки газа. 1 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. Технический результат -увеличение добычи и охвата вытеснением за счет включения в разработку незатронутых зон, обеспечение равномерной выработки запасов нефти с поддержанием оптимальной температуры для отбора продукции в дополнительной скважине, снижение паронефтяного отношения в 1,3 раза, снижение затрат на прогрев пласта. Способ разработки высоковязкой нефти 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. 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 в зонах наименьшего прогрева между добывающими скважинами выше подошвы пласта или уровня водонефтяного контакта - ВНК не менее чем на 2 м дополнительной скважины, через которую производят закачку теплоносителя до создания термодинамической связи с ближайшими парами горизонтальных скважин с последующим переводом на отбор продукции. Выше дополнительной скважины в зоне наименьшего прогрева, но на расстоянии, исключающем прорыв теплоносителя, строят дополнительную нагнетательную скважину, через которую осуществляют закачку теплоносителя после начала отбора из дополнительной скважины в объеме, обеспечивающем равномерное распространение паровой камеры вокруг скважин и поддержание необходимой температуры для отбора продукции в дополнительной скважине. 2 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение дебита не менее чем на 50% за счет увеличения площади фильтрации добывающей скважины. Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонефтяными интервалами включает строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой фильтров-хвостовиков, располагаемых в горизонтальном участке скважины, проведение геофизических исследований перед эксплуатацией скважин для определения водонефтяных интервалов, примыкающих к добывающей скважине, изоляцию водонефтяных интервалов, закачку вытесняющего агента с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды и температурой выше 80°С в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины. Геофизические исследования проводят для определения водонефтяных интервалов перед спуском фильтра-хвостовика. Изоляцию водонефтяных интервалов производят снабжением фильтра-хвостовика изнутри патрубками с герметизирующими колпачками, которые располагают напротив водонефтяных интервалов. После получения гидродинамической связи между нагнетательной и добывающей скважиной, равномерного прогрева и увеличения пластовой температуры около добывающей скважины до 80-100°С вскрывают водонефтяной интервал, разрушая изнутри срезные заглушки для притока дополнительной продукции в скважину. 1 ил., 1 пр.

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 оценке уровня жидкости в нефтяных скважинах и может быть использовано для определения и контроля статического и динамического уровней скважинной жидкости, например, в нефтяной скважине. Технический результат направлен на определение уровня жидкости в скважине с высокой температурой, добывающей высоковязкую нефть. Способ включает размещение оптоволоконного кабеля в эксплуатационной колонне, определение температуры по стволу скважины, построение графика зависимости температуры от глубины скважины, выделение на графике скачка температуры минимум на 10 градусов, ближайшего к устью скважины, определение глубины уровня жидкости в скважине как соответствующего глубине выделенного скачка температуры. 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при подаче рабочего агента в интервал бокового ствола скважины

 


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