Способ добычи подводных залежей газовых гидратов и подводный добычный комплекс газовых гидратов

Группа изобретений относится к газонефтяной промышленности, а более конкретно к объектам обустройства морского месторождения добычи твердых газовых гидратов. Обеспечивает снижение экологических последствий при промышленной разработке подводных месторождений газовых гидратов и повышение пропускной способности при транспортировке газовых гидратов. Сущность изобретений: способ заключается в том, что прокладывают трубопровод с платформы на поверхности моря до залежей газовых гидратов на морском дне, состоящий из внешней и внутренний трубы. По внутренней трубе подают морскую воду, нагретую до 30…40 градусов С, непосредственно к месторождению газовых гидратов. Транспортируют пузырьки газообразного метана вместе с водой по внешней трубе наверх к платформе. Отделяют метан от воды. Подают метан в цистерны или в магистральный трубопровод. При подаче морской воды, нагретой до 30…40 градусов С, подают гранитную крошку в пропорции 1:2 для заполнения внутреннего объема пласта, освободившегося при извлечении газовых гидратов. Подводный добычный комплекс включает платформу с трубопроводом, состоящим из внутренней трубы для подачи морской воды непосредственно к месторождению газовых гидратов, нагретой до 30-40 градусов С, и гранитной крошки в пропорции 1:2, и внешней трубы для транспортировки пузырьков газообразного метана вместе с водой наверх к платформе для отделения метана от воды. Кроме того, имеются насосы, газотурбинная установка мощностью 6 МВт и теплосиловая установка для вырабатывания энергии за счет термобарической разности морской воды. При этом платформа выполнена в виде подвижного морского аппарата с погружаемым тендером посредством телескопического устройства, внутри которого размещен трубопровод, выполненный из пропилена. При этом диаметр внешней трубы возрастает снизу вверх. 2 н. и 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Изобретение относится к газонефтяной промышленности, а более конкретно к объектам обустройства морского месторождения добычи твердых газовых гидратов.

Газовые гидраты - кристаллические соединения, в которых пустоты внутри структур, образованных молекулами воды, заполняют молекулы газов. Гидраты углеводородов - потенциальный ключевой источник топлива и сырья для химической промышленности; в одном кубометре гидрата метана заключено 160-180 м3 метана. Оценки объема мировых запасов гидратов углеводородов разнятся на порядки, но, скорее всего, они превышают мировые запасы природного газа. Некоторые сложности представляет собой транспортировка гидратов; то, при каком давлении газ начинает освобождаться, зависит не только от химического состава гидрата, но и от условий, при которых последний формировался.

Известны 3 основных способа добычи гидратов природного газа (термальное воздействие, воздействие ингибитором, снижение давления).

Все они основаны на применении диссоциации - процесса, в ходе которого вещество распадается на более простые составляющие. В случае с гидратами природного газа диссоциация проходит при увеличении температуры и снижении давления, когда кристаллы льда тают или как-то изменяют свою форму, тем самым высвобождая молекулы природного газа, заключенные внутри кристалла.

Термальное воздействие. Этот метод основан на подаче тепла внутрь кристаллической структуры гидрата с целью повышения температуры и ускорения процесса диссоциации. Практическим примером такого метода может служить накачивание теплой морской воды внутрь слоя гидратов газа, залегающего на дне моря. Как только газ начнет высвобождаться из слоя морских отложений, его можно будет собрать.

Для получения газообразного метана из твердых газовых гидратов, их нужно расплавить, то есть нагреть.

Известен способ и устройство для добычи подводных газовых гидратов, заключающийся в том, что прокладывают специальный трубопровод с платформы на поверхности моря до залежей газовых гидратов на морском дне. Особенность трубопровода в том, что он состоит из труб с двойной стенкой. Это как бы два трубопровода, из которых один пропущен сквозь другой.

По внутренней трубе подается морская вода, нагретая до 30…40 градусов С, непосредственно к месторождению газовых гидратов, которые начинают плавиться, при этом из них выделяются пузырьки газообразного метана, которые вместе с водой поднимаются по внешней трубе наверх, к платформе, где метан отделяется от воды и подается в цистерны или в магистральный трубопровод, а теплая вода снова закачивается вниз, к залежам газовых гидратов (Х.Ю. Щульц. Технология добычи газовых гидратов. Источник: Газовые гидраты, http://n-t.ru/tp/ie/gn.htm [1], Горчилин В.А., Лебедев Л.И. О признаках газогидратов в осадочной толще Черного моря и возможном типе ловушек углеводородов // Геологический журнал. - 1991. - №5 [2]).

Воздействие ингибитором. Некоторые виды спиртов, например метанол, действуют как ингибиторы при подаче внутрь слоя залегания гидратов газа и вызывают изменение состава гидрата. Ингибиторы изменяют условия температуры и давления, способствуя диссоциации гидратов и высвобождению содержащегося в них метана.

Снижение давления. В некоторых месторождениях гидратов есть участки, где природный газ уже находится в свободном состоянии. Если пробурить скважину в таком участке, чтобы высвободить природный газ, то после его добычи снизится давление в слое, содержащем гидраты. Если такого перепада давления окажется достаточно для начала диссоциации, то начнется процесс высвобождения природного газа из слоя гидратов.

Компьютерное моделирование процесса термального воздействия на гидраты с использованием горячей воды и пара показало, что объем газа, высвобождаемый таким методом, достаточно велик для добычи. Однако затраты слишком велики.

В случае с воздействием ингибиторами ситуация аналогичная - с экологической и экономической точек зрения, такой способ добычи нецелесообразен. На сегодняшний день самым перспективным способом добычи представляется метод добычи с понижением давления. Однако и у этого метода есть свои минусы: его можно применять только на месторождениях, где уже есть скопления природного газа в свободном состоянии в слое гидратов; при добыче свободного природного газа скопившегося в слое гидратов, возможно изменение структуры и формы слоя под влиянием процесса диссоциации и образования пустот.

Устойчивость состояния океанических гидратов метана зависит не только от величины давления (глубины залегания) и окружающей температуры, но также от уровня концентрации или растворимости метана в морских отложениях.

Известно, что соль помогает льду таять, поскольку понижает температуру замерзания воды. При этом концентрированный солевой раствор будет точно так же воздействовать на газовые гидраты, помогая им плавиться и отдавать содержащийся в них метан. Для этого в известном способе добычи подводных газовых гидратов предлагается установить над разведанной газогидратной залежью полупогружную плавучую платформу, с которой необходимо пробурить две скважины в газогидратном грунте. В одну из них, нагнетательную, будет подаваться концентрированный солевой раствор (с концентрацией соли 31,7%), а из другой, вытяжной, - извлекаться метан. В теплое время года в газогидратную залежь предлагается закачивать не солевой концентрат, а теплую морскую воду.

Однако, чтобы солевой концентрат начал действовать, газогидратную залежь необходимо предварительно «взорвать», к примеру, подавая в нее газ под высоким давлением (это можно сделать с помощью специальной газовой пушки). Метан, который высвободится из своих ледяных домиков и устремится к поверхности моря, окажется либо в газосборном колпаке, установленном под водой, либо прямо из скважины попадет в резервуар на плавучей платформе, где его сжижат и перельют в низкотемпературные емкости.

Для обеспечения работы плавучей платформы (устройства для извлечения метана, ожижителя горючего газа, насосов, газовой пушки и т.д.) предлагается использовать газотурбинную установку мощностью 6 МВт и теплосиловую установку, которая вырабатывает энергию за счет термобарической разности морской воды (разности температур и давления в глубине моря и на его поверхности). Летом термобарической разности морской воды будет достаточно, чтобы снабжать теплосиловую установку платформы электроэнергией, а в холодные месяцы года для обеспечения работы газотурбинной установки придется сжигать около полутора процентов добытого газа.

Береговая инфраструктура добычи газа включает баржи, которые будут доставлять метан на берег уже в сжиженном виде. Там он попадет на специальные береговые базы или в порты, откуда его можно развозить железнодорожным или автомобильным транспортом, либо прокачивать по трубопроводу.

Солевой концентрат предлагается получать на берегу - для этого достаточно пропустить воду через вымораживающий опреснитель.

Однако депрессия газогидратного пласта, то есть его разогрев для разложения газовых гидратов, мало что дает, а ввод в этот пласт различных растворов, которые замещают метан в таком комплексе, - сложная и неотработанная технология.

Кроме того, данная технология отягощена тем, что она имеет такие два слабых места: так называемую газогидратную бомбу - неконтролируемую подачу большой тепловой мощности в газогидратный пласт, которая может вызвать внезапное повышение давления в нем и локальный взрыв, грозящий потопить плавучую платформу; и «черную дыру» - если значительная часть газогидратного пласта оторвется от дна и всплывет, то, быстро расплавившись, она высвободит большое количество газа, что опять-таки чревато кораблекрушением плавучей платформы.

Кроме того, образующийся в порах гидрат является «цементом» и служит непроницаемой покрышкой, под которой идет накопление гидрата. В результате разложения гидрата вмещающие породы могут превращаться в полужидкую массу (со всеми вытекающими отсюда последствиями для инженерных объектов, расположенных в зоне образования газовых гидратов). При этом, широкомасштабная разработка месторождений может вызвать подводные оползни и, как следствие, разрушительные волны - цунами (Газовые гидраты. /Higrate ipg - ru.wikipedia.org/ [3]).

Задачей предлагаемого технического решения является снижение экологических последствий при промышленной разработке подводных месторождений газовых гидратов и повышение пропускной способности при транспортировке газовых гидратов.

Поставленная задача решается за счет того, что в способе добычи подводных газовых гидратов, заключающийся в том, что прокладывают трубопровод с платформы на поверхности моря до залежей газовых гидратов на морском дне, состоящий из внешней и внутренний трубы, по внутренней трубе подается морская вода, нагретая до 30…40 градусов С, непосредственно к месторождению газовых гидратов, в транспортировке пузырьков газообразного метана вместе с водой по внешней трубе наверх, к платформе, отделение метана от воды, подаче метана в цистерны или в магистральный трубопровод, в отличие от известных технических решений - одновременно с подачей морской воды, нагретой до 30…40 градусов С, подается гранитная крошка в пропорции 1:2, при подаче метана в магистральный трубопровод - метан подвергают сжатию до 38-41 МПа.

А в подводном добычном комплексе газовых гидратов, включающим платформу с трубопроводом, состоящим из внешней и внутренней трубы, насосы, газотурбинную установку мощностью 6 МВт и теплосиловую установку, которая вырабатывает энергию за счет термобарической разности морской воды - платформа выполнена в виде подвижного морского аппарата с погружаемым тендером, посредством телескопического устройства, внутри которого размещен трубопровод, выполненный из пропилена, при этом диаметр внешней трубы возрастает снизу вверх.

Сущность предлагаемого технического решения поясняется чертежом (фигура).

Фигура. Подводный добычный комплекс газовых гидратов.

Подводный добычный комплекс газовых гидратов состоит из платформы 1, на которой установлены насосы 2, трубопровод 3, газотурбинная установка 4, тепловая установка 5, тендера 6, телескопического устройства 7, загрузочного бункера 8, компрессорной станции 9, в которой компенсаторы установлены с возможностью сжатия газа до давления 38-41 МПа, при котором свойства природного газа соответствуют законам идеального газа, погружаемый тендер 9.

Платформа 1 представляет собой подвижный подводный морской аппарат с погружаемым тендером 6, посредством телескопического устройства 7, внутри которого размещен трубопровод 3, выполненный из эластичного материала, при этом диаметр внешней трубы возрастает снизу вверх. В качестве подвижного подводного морского аппарата может быть использована подводная лодка со штатными средствами и системам автоматики. Аналогом платформы 1 с тендером 6 является подводная лодка для морских исследований, описание которой приведено в источниках: Новинки в мире ВВТ в 2008 году, nvo.ng.ru, 2008-12-26, и Тарас А.Е. Атомный подводный флот 1955-2005. М.: ACT, Харвест, 2006, с.41-216. ISBN 985-13-8436-4.

Трубопровод 3 состоит из внутренней 10 и внешней 11 трубы. Диаметр внешней трубы 11 возрастает снизу вверх. Телескопическое устройство 7 снабжено буровым приспособлением 12, которое приводится в движение соответствующими механизмами 13, размещенными во внутренних отсеках тендера 6, в котором также размещена контрольно-измерительная аппаратура 14 для контроля работы трубопровода и измерительная аппаратура 15 для поиска газовых гидратов. На фигуре позициями также обозначено морская поверхность 16, морское дно 17, грунт 18, скважина 19, кровля 20 пласта 21 газовых гидратов, магистральный трубопровод 22, устройство сочленения 23 магистрального трубопровода 22 с платформой 1.

Трубопровод 3 выполнен из полипропилена типа HDPE, имеющего вес в 5-7 раз меньше, чем у стальных труб, коэффициент шероховатости которого в 7 раз меньше чем у стальных труб.

Техническая сущность предлагаемого способа заключается в следующем. При обнаружении подводных газовых гидратов в количестве, обеспечивающем их промышленную добычу, посредством бурового приспособления 13 в грунте 18 морского дна до кровли 20 пласта 21 с газовыми гидратами оборудуется скважина 19. В скважину 19 посредством телескопического устройства 7 заводится трубопровод 3, во внутреннюю трубу 10 которого из загрузочного бункера 8 подается морская вода, нагретая до 30…40 градусов С и гранитная крошка в пропорции 1:2. непосредственно к месторождению газовых гидратов, которые начинают плавиться, при этом из них выделяются пузырьки газообразного метана, которые вместе с водой поднимаются по внешней трубе 11 наверх, к платформе, где метан отделяется от воды и подается в цистерны или в магистральный трубопровод, а теплая вода снова закачивается вниз, к залежам газовых гидратов. Посредством компрессорной станции 9, в которой компенсаторы установлены с возможностью сжатия газа до давления 38-41 МПа, при котором свойства природного газа соответствуют законам идеального газа, извлеченный метан подается в магистральный трубопровод 22 через устройство сочленения 23 магистрального трубопровода 22 с платформой 1.

При извлечении газовых гидратов из пласта 21 освободившийся внутренний объем пласта 21 заполняется гранитной крошкой, что позволит уменьшить вероятность образования оползней.

Выполнение платформы 1 в виде подвижного подводного морского аппарата с погружаемым тендером 6, позволяет выполнять добычные работы с размещением платформы на различных глубинах, что позволяет использовать менее мощные коммуникационные связи.

Источники информации

1. Газовые гидраты, http://n-t.ru/tp/ie/gn.htm.

2. Горчилин В.А., Лебедев Л.И. О признаках газогидратов в осадочной толще Черного моря и возможном типе ловушек углеводородов // Геологический журнал. - 1991. - №5.

3. Газовые гидраты. /Higrate ipg - ru.wikipedia.org/.

1. Способ добычи подводных газовых гидратов, заключающийся в том, что прокладывают трубопровод с платформы на поверхности моря до залежей газовых гидратов на морском дне, состоящий из внешней и внутренней трубы, по внутренней трубе подают морскую воду, нагретую до 30-40°С, непосредственно к месторождению газовых гидратов, транспортируют пузырьки газообразного метана вместе с водой по внешней трубе наверх, к платформе, отделяют метан от воды, подают метан в цистерны или в магистральный трубопровод, при этом при подаче морской воды, нагретой до 30-40°С, подают гранитную крошку в пропорции 1:2 для заполнения внутреннего объема пласта, освободившегося при извлечении газовых гидратов.

2. Способ добычи подводных газовых гидратов по п.1, отличающийся тем, что метан подвергают сжатию до 38-41 МПа.

3. Подводный добычный комплекс газовых гидратов, включающий платформу с трубопроводом, состоящим из внутренней трубы для подачи морской воды непосредственно к месторождению газовых гидратов, нагретой до 30-40°С, и гранитной крошки в пропорции 1:2, и внешней трубы для транспортировки пузырьков газообразного метана вместе с водой наверх к платформе для отделения метана от воды, насосы, газотурбинную установку мощностью 6 МВт и теплосиловую установку для вырабатывания энергии за счет термобарической разности морской воды, при этом платформа выполнена в виде подвижного морского аппарата с погружаемым тендером посредством телескопического устройства, внутри которого размещен трубопровод, выполненный из пропилена, при этом диаметр внешней трубы возрастает снизу вверх.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке месторождений с применением газлифтных способов эксплуатации скважин.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, в частности к способам теплового воздействия на залежь, содержащую высоковязкую нефть. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки месторождений высоковязкой нефти с использованием тепла на поздней стадии разработки.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. .

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности. .

Изобретение относится к устройствам разработки месторождений углеводородов двухустьевыми скважинами и может быть использовано для добычи высоковязкой нефти или битума.

Изобретение относится к нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности и может быть использовано при добыче нефти, содержащей большое количество попутного газа

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частотности к тепло-физико-химической обработке призабойной зоны пласта

Изобретение относится к нефте- и газодобывающей промышленности и предназначено для активизации и возобновления притоков в нефтяных и газовых скважинах

Изобретение относится к газовой отрасли горнодобывающей промышленности и может быть использовано для добычи газа из месторождений газовых гидратов, залегающих под морским дном или на суше под покровной толщей вышележащих отложений горных пород

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи пласта, увеличение охвата пласта агентом воздействия за счет увеличения зоны прогрева пласта. Способ разработки залежей высоковязкой нефти или битумов включает бурение нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин с расположением забоя нагнетательной скважины над средней частью горизонтальной добывающей скважины, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие горизонтальные скважины с контролем температуры продукции, при превышении допустимой температуры установку пакера и последующий его перенос в добывающей скважине для отбора в участке горизонтального ствола с более низкой температурой. Нагнетательную скважину бурят над добывающей скважиной ей навстречу. Горизонтальный участок добывающей скважины вскрывают с уплотнением перфорационных отверстий от устья к забою, а участок нагнетательной скважины - от забоя к устью. Пакер устанавливают после прорыва теплоносителя из нагнетательной скважины в добывающую с возникновением гидродинамической связи между этими скважинами для отсечения участка прорыва теплоносителя. При последующем прорыве теплоносителя из нагнетательной скважины в добывающую над установленным пакером его последовательно переустанавливают выше участков прорыва теплоносителя. 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей высоковязкой нефти или битумов. Технический результат - повышение нефтеотдачи, увеличение охвата пласта агентом воздействия с одновременным снижением затрат. Способ разработки залежей высоковязкой нефти или битумов включает бурение нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин с расположением забоя нагнетательной скважины над средней частью горизонтальной добывающей скважины, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие горизонтальные скважины с контролем температуры продукции, при превышении допустимой температуры установку пакера и последующий его перенос в добывающей скважине для отбора в более низкотемпературном участке горизонтального ствола. Нагнетательную скважину бурят над добывающей скважиной ей навстречу. Пакер устанавливают после прорыва теплоносителя из нагнетательной скважины в добывающую с возникновением гидродинамической связи между этими скважинами для отсечения участка прорыва теплоносителя. При последующем прорыве теплоносителя из нагнетательной скважины в добывающую над установленным пакером его последовательно переустанавливают выше участков прорыва теплоносителя. 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - обеспечение более быстрого роста средней температуры по залежи, более высокие значения добычи нефти уже на начальном этапе разработки залежи с одновременным снижением материальных затрат и повышением безопасности работ на скважинах. В способе разработки залежи высоковязкой нефти с использованием внутрипластового горения, включающем строительство горизонтальной и вертикальной скважин, закачку окислителя через вертикальную скважину и отбор продукции из горизонтальной скважины, забой вертикальной скважины располагают в 28-32 м над горизонтальной скважиной и в 10-15 м от ее забоя в сторону устья. До закачки окислителя в горизонтальной и вертикальной скважинах устанавливают электронагреватели мощностью, достаточной для разогрева околоскважинного пространства до температуры 100-200°C. После чего начинают закачку окислителя в обе скважины для инициирования внутрипластового горения в залежи в призабойной зоне расположения обеих скважин. Далее, при превышении пластового давления в окрестности горизонтальной скважины величины уровня начального пластового давления более чем в 1,5 раза, из горизонтальной скважины электронагреватель извлекается и в нее спускается насосное оборудование, с помощью которого осуществляют откачку продукции залежи. При снижении уровня жидкости в скважине до уровня от 100% до 90% уровня начального пластового давления отбор продукции прекращают, извлекают насосное оборудование, спускают электронагреватель, осуществляют закачку окислителя для инициирования внутрипластового горения. Цикл отбора продукции и инициирования внутрипластового горения повторяют и прекращают при установлении гидродинамической связи между горизонтальной и вертикальной скважинами. Затем горизонтальная скважина эксплуатируется в режиме отбора продукции. Электронагреватель, установленный в вертикальной скважине, отключают и извлекают из этой скважины после установления режима устойчивого высокотемпературного горения, после чего закачку окислителя продолжают. 1 табл., 1 пр., 4 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - исключение обводненности отбираемого разогретого битума и сокращение затрат на теплоноситель за счет разогрева без закачки теплоносителя в пласт, возможность разработки месторождений битума с пластами толщиной до 5-7 м, равномерная выработка месторождения битума. Способ разработки месторождения битума включает строительство двухустьевых верхней и нижней скважин с горизонтальными участками, оснащенными фильтрами с отверстиями, расположенными друг над другом, спуск технологических колонн труб с насосами для отбора разогретого битума, прогрев продуктивного пласта закачкой пара в обе скважины, разогрев межскважинной зоны пласта, снижение вязкости битума, снятие термограмм с термодатчиков, размещенных в горизонтальных участках скважин, анализ состояния пласта на равномерность прогрева и осуществление равномерного прогрева пласта с учетом полученных термограмм. Фильтры горизонтальных участков верхней и нижней двухустьевых скважин разделяют на зоны отбора. Внутри фильтров напротив каждой из зон отбора устанавливают хвостовики с отверстиями, которые спускают на концах технологических колонн труб с устьев двухустьевых скважин. Хвостовики жестко соединены с соответствующими технологическими колоннами труб с возможностью герметичного закрытия или открытия отверстий фильтров горизонтальных участков двухустьевых скважин. Обвязывают с одного устья межколонные пространства верхней и нижней двухустьевых скважин между собой. Обвязывают с другого устья межколонные пространства верхней и нижней двухустьевых скважин с парогенератором. При закрытых отверстиях фильтров горизонтальных участков двухустьевых скважин производят разогрев межскважинной зоны пласта, а также зон пласта выше и ниже горизонтальных участков двухустьевых скважин, снижают вязкость битума замкнутой циркуляцией пара одновременно по межколонным пространствам верхней и нижней двухустьевых скважин посредством парогенератора без закачки пара в пласт. При достижении температуры 85-95°C по данным термограмм, снятых с термодатчиков в зонах отбора двухустьевых скважин, отключают парогенератор, прекращают циркуляцию пара, открывают отверстия фильтров путем совмещения их с отверстиями хвостовиков и начинают отбор разогретого битума одновременно из верхней и нижней двухустьевых скважин по технологическим колоннам труб с помощью насосов. При достижении температуры 35-45°C по данным термограмм, снятых с термодатчиков в зонах отбора двухустьевых скважин, отключают насосы, герметично закрывают отверстия фильтров путем их разобщения с отверстиями хвостовиков, запускают парогенератор и возобновляют процесс разогрева межскважинной зоны пласта и снижение вязкости битума путем замкнутой циркуляции пара по межколонному пространству верхней и нижней двухустьевых скважин. 5 ил.

Предложение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей высоковязкой нефти или битумов. Обеспечивает повышение нефтеотдачи, увеличение охвата пласта агентом воздействия за счет увеличения зоны прогрева пласта теплоносителем. Сущность изобретения: осуществляют бурение нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин с расположением забоя нагнетательной скважины над средней частью горизонтальной добывающей скважины, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие горизонтальные скважины с контролем температуры продукции. При превышении допустимой температуры осуществляют установку пакера и последующий его перенос в добывающей скважине для отбора в участке горизонтального ствола с более низкой температурой. Нагнетательную скважину бурят над добывающей скважиной ей навстречу. При этом, нагнетательную скважину оснащают дополнительным переносным глухим пакером, который переносят в горизонтальном участке от устья к забою параллельно пакеру добывающей скважины, который устанавливают после прорыва теплоносителя из нагнетательной скважины в добывающую с возникновением гидродинамической связи между этими скважинами для отсечения участка прорыва теплоносителя. При последующем прорыве теплоносителя из нагнетательной скважины в добывающую над установленным пакером его последовательно переустанавливают выше участков прорыва теплоносителя. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности устройства за счет комплексного термогазодинамического и химического воздействия на призабойную зону пласта нефтяной скважины, уменьшение шлакообразования относительно массы устройства в 3-5 раз, упрощение изготовления устройства. Устройство для обработки призабойной зоны пласта нефтяной скважины включает воздушную камеру с атмосферным давлением и приемную камеру, выполненную из легкого упругопластичного материала. В приемной камере размещены цилиндрической формы композиционные материалы: малогазовый и газогенерирующий при сгорании композиционный материал, а между малогазовым и газогенерирующим композиционными материалами приемная камера устройства дополнительно содержит газо- и кислотогенерирующий при сгорании композиционный материал. Малогазовый при сгорании композиционный материал, обращенный к воздушной камере и закрепленный радиально расположенными металлическими штырьками неподвижно относительно корпуса приемной камеры, сформирован из композиции, включающей, мас.%: аммиачная селитра гранулированная марки Б 45-46, бихромат калия 1-2, эпоксидная смола марки ЭД-20 40-42, пластификатор марки ЭДОС 2-3, отвердитель Агидол марки АФ-2М 9-10. Газо- и кислотогенерирующий при сгорании композиционный материал сформирован из композиции, включающей, мас.%: нитрат аммония 40-50, порошкообразный фторкаучук марки СКФ-32 с дисперсностью 0,5-1,5 мм 10, хлорпарафин марки ХП-1100 10-30, фторопласт марки Ф-32Л 10-40. Газогенерирующий при сгорании композиционный материал сформирован из композиции, включающей, мас.%: нитрат аммония 78-85, порошкообразный бутадиен-нитрильный каучук с дисперсностью 0,5-1,5 мм 12, бихромат калия 3-10. 1 табл., 5 пр., 1 ил.

Изобретение относится к газонефтяной промышленности, а более конкретно к объектам обустройства морского месторождения добычи твердых газовых гидратов

Наверх