Способ добычи природного газа из газогидратных залежей и устройство для его осуществления


 


Владельцы патента RU 2491420:

Сильвестров Алексей Львович (RU)

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. Обеспечивает повышение эффективности добычи с возможностью использования традиционных средств. Сущность изобретения: способ включает разложение газовых гидратов в массиве их залегания нагревом до температуры, превышающей температуру их естественного разложения путем нагнетания по колонне труб через скважину в газогидратную залежь воды и отвода добываемого газа на поверхность по упомянутой скважине. Согласно изобретению газогидратную залежь разрабатывают блоками. В центре каждого блока бурят до подошвы залежи и закрепляют эксплуатационную скважину. Участок обсадной колонны в интервале залежи перфорируют. В обсадную колонну до подошвы залежи спускают теплоизолированную подвесную колонну, по которой нагнетают воду, нагретую до температуры, превышающей на выходе из подвесной колонны естественную температуру разложения газовых гидратов. Отвод выделяющегося газа осуществляют по межтрубью обсадной и подвесной колонн в виде газоводяной смеси и в режиме газлифта. Блок газогидратной залежи разрабатывают до обнаружения утечки газа на дневную поверхность помимо обсадной колонны и прекращения газлифтного эффекта, свидетельствующих о формировании контура зоны разложения гидратов до кровли газогидратной залежи. После этого переходят к разработке другого блока. При этом интенсивность разложения газовых гидратов и объем добываемого газа регулируют изменением температуры и расхода нагнетаемой по колонне воды, а также депрессией и снижением в отрабатываемой залежи ее исходного давления, достигаемой созданием в межтрубье обсадной и подвесной колонн для подаваемой на поверхность газоводяной смеси режима газлифта. 2 н. и 5 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

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

При значительных объемах открытых к настоящему времени газогидратных месторождений началу промышленной добычи природного газа из газовых гидратов препятствуют отсутствие экономичного способа - технологии добычи газа из газогидратных месторождений и отсутствие положительного производственного опыта такой добычи. Создавшаяся ситуация свидетельствует об актуальности разработки нового, нетрадиционного способа добычи газа из газогидратных месторождений, залегающих под морским дном или на суше (напр. Dittrick P. New look at gas hydrates. - Oil and Gas Journal, Oct. 23,2006, p.17, Watkins E. Japan exploring methane hydrate. - Oil and Gas Journal, Oct. 16, 2006, p.26).

Известен способ разработки газогидратных залежей сооружением горизонтальной скважины и добычей через нее природного газа путем разложения газовых гидратов теплоносителем - паром, нагнетаемым в газогидратную залежь через одну из вертикальных скважин, соединенных между собой горизонтальным участком, и отбора выделяющегося газа по другой скважине (Патент RU №2180387 от 10.04.2001). Недостатками данного способа являются:

- применение сложных по конструкции вертикально-горизонтальных скважин, стоимость сооружения которых в среднем втрое выше, чем традиционных вертикальных скважин для добычи газа;

- невысокая производительность этого способа, из-за малого объема обрабатываемой залежи, зависящего от ограниченного сечения горизонтальной скважины;

- очень высокие энергозатраты, а отсюда экономические, технические и экологические проблемы при создании требуемых, весьма больших количеств пара, особенно в отдаленных, неосвоенных местах.

Известен также способ термической разработки месторождений твердых углеводородов, предложенный в патенте RU №2231635 от 15.12.2002 г.

Согласно этому изобретению из горизонтального участка вертикально-горизонтальной скважины бурят по кровле газогидратной залежи ряд параллельных нагревательно-газоотводящих горизонтальных стволов. Из расположенного ниже второго горизонтального участка той же скважины бурят другую систему горизонтальных, параллельных, нагревающих стволов, каждый из которых соединен с вышележащим горизонтальным стволом наклонно - вертикальными участками. Подземный насос закачивает воду в горизонтальные стволы, проходящие по залежи термальных вод, в которых вода нагревается и затем она закачивается в первую (верхнюю) систему горизонтальных стволов этой скважины, расположенных в кровле газогидратной залежи. Разлагая нагревом газовые гидраты, вода выдавливает в исходную скважину образующуюся в результате разложения газовых гидратов водогазовую эмульсию - смесь воды с пузырьками газа. Эту водогазовую эмульсию направляют для разделения в заранее созданный, встроенный в скважину подземный сепаратор. Добытый газ поступает на подготовку для транспортировки к потребителю.

Недостатками рассмотренного способа являются:

- крайне высокая сложность конструкции скважины, делающая ее по сумме технических и экономических параметров практически не реализуемой;

- зависимость от наличия в районе разрабатываемой залежи горячих термальных вод;

- трудности управления процессом разложения газогидратов;

- необходимость применения подземного нагнетательного скважинного насоса, устанавливаемого в вертикально - горизонтальной скважине и создания встроенного в скважину подземного сепаратора.

Эти особенности рассматриваемого способа, делают его нетехнологичным и экономически несостоятельным (даже при использовании естественного тепла подземных термальных вод). Кроме того, при этом способе существует зависимость от наличия в районе залежи горячих термальных вод.

Известны также агрегаты для разработки газогидратных залежей по патентам RU №2027002 от 16.05.1991, №2029089 от 20.05.1991, №2029856 от 31.05.1991, которые аналогичны по сути, и отличаются в деталях.

Согласно патенту RU №2027002, газогидратную залежь, залегающую между дном акватории и кровлей подстилающих горных пород, разрабатывают через скважину, пробуренную от поверхности дна до упомянутой кровли. Разработка проходит путем нагрева залежи водой, самотеком поступающей из акватории по специальному патрубку, соединяющему наружную поверхность опускаемой с поверхности воды с плавсредства тройной системы соосных подвесных колонн с центральной колонной в центральную колонну, и далее в забойный снаряд, опущенный вплотную к стенкам скважины в гидратную залежь. Эта вода через систему каналов в снаряде вводится тангенциально в цилиндрическую полость, прилегающую к наружной стенке снаряда, и через нее отдает избыток тепла гидратам, которые разлагаются на газ и воду. За счет разложения гидратов происходит охлаждение приповерхностного слоя под дном акватории, где образуется непроницаемая перемычка, из-под которой газ по системе отверстий в снаряде поступает в межтрубья наружной и промежуточной колонн и газлифтом выдает на поверхность остывшую воду акватории из цилиндрической камеры по межтрубью промежуточной колонны, а образовавшуюся от разложения гидратов воду - по межтрубью наружной колонны.

Рассмотренное техническое решение неработоспособно по следующим причинам:

1) Естественная циркуляция теплоносителя (воды) в предлагаемом устройстве (необходимая для начала процесса) невозможна, поскольку гидраты начнут разлагаться и создавать эффект газлифта только после ее начала, а движущая разность температур воды в центральной колонне и обеих межтрубьях вначале отсутствует;

2) Охлаждение оставшихся гидратов за счет частичного их разложения недостаточно для их проморозки и создания непроницаемой перемычки. Это тем более нереально, поскольку необходимая перемычка удалена от зоны разложения. В то же время, теплопередача от воды в цилиндрической полости по металлу трубы забойного снаряда немедленно приведет к оттаиванию и разложению гидратов на контакте со снарядом и неизбежной потере герметичности этого контакта, по которому выделившийся газ сразу же начнет уходить в воду акватории (по каналу наименьшего гидравлического сопротивления по сравнению с отверстиями в колонне и межтрубьям), замещаясь встречным нисходящим потоком воды из акватории, в результате чего самопроизвольное возникновение газлифта в межтрубьях недостижимо, а добытый газ будет безвозвратно утрачен в толще воды акватории.

3) Даже если допустить работоспособность предлагаемого устройства, эффективность его неприемлемо мала, поскольку гидрат разлагается только за счет теплопроводности гидрата или водоносных пористых грунтов вблизи стенок цилиндрической камеры, тепловой поток которой прогрессивно уменьшается по мере радиального удаления границы разложения гидратов от стенок камеры.

4) Поскольку гидраты в донных отложениях занимают поровое пространство, то образующиеся после разложения гидратов рыхлые грунты немедленно заполнят все каналы и полости забойного снаряда, доступные для поступления их с водой.

5) Предлагаемая конструкция сложна в изготовлении и монтаже и не сочетается с принятой технологией бурения газодобывающих скважин. Погружение в скважину забойного снаряда впритык со стенками скважины без цементажа и стыковку подвесных колонн с плавсредства с установленным в скважине на дне акватории забойным снарядом, (судя по Фиг.1 рассматриваемого патента), надо провести с погрешностью в доли миллиметра, обеспечив при этом абсолютную герметичность стыковочных узлов трех колонн со снарядом. Провести такую операцию на морском дне (на глубине в сотни метров) существующими в настоящее время техническими средствами практически невозможно.

Главным отличием технического решения, изложенного в патенте RU №2029089 по сравнению с патентом RU №2027002 является нагрев обсадной колонны токами Фуко (электромагнитной индукции) с помощью системы постоянных магнитов, закрепленных на внутренней подвесной колонне в забойном снаряде, повороты которой наводят токи в наружной колонне торцами скользящих по ней магнитов, в результате чего колонна нагревается и разлагает гидраты на контакте с нею.

Слабость электрических токов в стальной колонне при таких поворотах очевидно не позволяет достигнуть экономичного и эффективного разложения газогидратов, и это служит дополнительным недостатком устройства при сохранении недостатков технического решения, перечисленных выше.

Наиболее близким к заявленному техническому решению является агрегат, предложенный в патенте RU №2029856, главное отличие которого от предложенного в патенте RU №2029089 заключается в том, что он усовершенствован путем ликвидации промежуточной подвесной колонны за счет объединения газлифтных потоков обратного потока воды-теплоносителя и воды, образовавшейся в результате разложения гидратов. Однако все недостатки, перечисленные по отношению к патенту RU №2027002, присущи и этому техническому решению по существу, вследствие чего применить его па практике для промышленной добычи газа из газогидратных залежей под дном акватории невозможно.

Таким образом, агрегаты, предложенные в патентах RU №2027002 и RU №2029089, могут быть приняты в качестве аналогов заявляемого изобретения, а агрегат, предложенный в патенте RU №2029856, учитывая, что в описании его работы в динамике фактически описан способ добычи газа тепловым разложением газогидратов, может быть принят в качестве прототипа.

Общим недостатком всех рассмотренных выше аналогов предлагаемого изобретения является использование исключительно термического разложения гидратов путем или внешнего нагрева, или закачек теплоносителя в массив газогидратов. Причем последнее (закачка теплоносителя и прокачка его через газогидратпый массив) на самом деле трудно осуществимо в виду практически полной непроницаемости газовых гидратов в их естественном залегании (как аналогов льда) для воды и газов.

Целью предлагаемого изобретения является создание технологичного, имеющего относительно малые трудозатраты, способа и устройства для добычи газа из газогидратных залежей, находящихся под морском дном или на суше, при максимально возможном приближении к традиционной, классической схеме добычи газа из обычных газовых скважин.

Эти особенности достигаются созданием условий для интенсивного и управляемого разложения залегающих под морским дном или на суше газовых гидратов.

В предлагаемых способе и устройстве на газовые гидраты производится комбинированное воздействие нагревом теплоносителя, а также автоматически возникающим снижением воздействующего на пласт давления (депрессией). При этом достигается возможность управления и интенсификации скорости и объема разложения газовых гидратов.

Предлагаемая схема добычи газа максимально приближена к традиционной, классической схеме добычи газа из обычных газовых скважин.

Поставленная цель достигается тем, что в центре выбранного для разработки приблизительно круглого в плане (при взгляде сверху) блока газогидратной залежи бурят (см. Фиг.1) эксплуатационную скважину (1), по возможности, до подошвы (5) залежи (7). Эту скважину обсаживают на полную глубину обсадной колонной труб, нижний участок которой в интервале высоты газогидратной залежи перфорируют. Снаружи обсадную колонну труб оборудуют в районе подошвы залежи гидрогеологическим противопесочным фильтром Ф (показан на Фиг.1 пунктиром).

В обсадную колонну скважины (1) опускают до подошвы залежи подвесную теплоизолированную колонну труб (2), оборудованную в месте внедрения в залежь (на «забое») герметизирующей межтрубье обсадной и подвесной колонн заглушкой-«пакером» (3).

Трубопровод (16), отводящий газоводяную смесь из «устья» скважины (верхней, выходной части межтрубья обсадной и подвесной колонн) выводят в напорный сепаратор «газ-вода» высокого давления (13). В процессе добычи газа в этом напорном сепараторе (13) поддерживается избыточное давление, достаточное для поступления самотеком к «забою» отделяемой в сепараторе воды по трубопроводам (12), (17).

Через газопламенный теплообменник-нагреватель воды (18) по подвесной колонне (2) эта вода (показана на Фиг.1 стрелками (4)), нагретая до температуры, превышающей естественную температуру разложения газовых гидратов, поступает в район подошвы (5) газогидратной залежи (7) и нагревом гидратов на подошве залежи и вдоль обсадной колонны разлагает их на газ и воду.

Добытый природный газ в сепараторе отделяется от воды, а затем выпускается из верхней части сепаратора (13) через автоматический регулятор давления типа «до себя» (15). При этом некоторая часть этого добытого газа направляется на сжигание в теплообменнике (18) для нагрева нагнетаемой по трубопроводам (12) и (17) воды, а большая часть добытого газа отводится в систему очистки и обработки газа (14) для его подготовки к транспортированию до потребителя.

Закачивая нагретую воду в залежь (на глубину - до «башмака» обсадной колонны) и, одновременно, возбуждая режим «естественного» газлифта ведут управляемое разложение газогидратов в блоке разрабатываемой залежи, постепенно повышая температуру и/или расход оборотной воды, нагнетаемой по подвесной колонне.

Газоводяная смесь выводится на поверхность и подается в сепаратор «газ-вода» (13), где эта смесь разделяется на товарный природный газ и воду.

Депрессия в толще газовых гидратов искусственно создается за счет создания эффекта пониженного противодавления газо-водяной смеси (при создании режима газлифта) исходному «естественному» давлению, действующему на газогидратную залежь. Это «естественное» давление в залежи определяется суммарным воздействием на залежь атмосферного давления, гидравлического давления расположенной над залежью толщи воды (19), и давления лежащих над залежью пластов породы.

Закачиваемая в залежь вода, имея более высокую температуру, чем вмещающие залежь горные породы, поднимается вверх и за счет конвекции и теплопроводности нагревает газовые гидраты, ускоряя этим их разложение в порах породы на воду и пузырьки газа, которые всплывают по воде вверх и за счет пониженного давления в межтрубье колонн втягиваются в газолифтный поток и усиливают его. Газонасыщенность этого потока при этом доходит (при нормальных условиях) до 500 м3 газа на 1 м3 воды, выдаваемой на поверхность. Фактический же объем пузырьков в потоке газоводяной эмульсии при реальных условиях эксплуатации (при существующих в залежи высоких давлениях) будет обратно пропорционален давлению в потоке эмульсии, т.е. на глубине 2000 м (при давлении 200 кгс/см2) он будет в 200 раз меньше. При приближении к «дневной» поверхности давление в водогазовой смеси может понижаться, будет усиливаться выделение газа в водогазовой смеси и увеличиваться объем газа относительно сопровождающего его объема воды.

Тенденция к движению теплой воды вверх приводит в разрабатываемом блоке газогидратной залежи к более ускоренному разложению газовых гидратов в этом направлении (вверх) по сравнению со скоростью разложения газогидратов в горизонтальном направлении. Таким образом, формируется вытянутый вверх по вертикали эллиптический контур (8) зоны разложенных газогидратов.

Газовые гидраты в порах грунта представляют собой по существу лед, в кристаллической решетке которого «защемлены» молекулы природного газа (метана). После разложения газогидратов в верхней части купола разгидраченных пород за счет их естественного самоуплотнения образуется слой свободной воды, служащий каналом (К) ускоренного (из-за малого гидравлического сопротивления) движения воды и пузырьков газа. Канал (К), идущий вдоль непроницаемой для воды и газа границы разложения газогидратов к обсадной колонне (1), обеспечивает ускоренный подвод теплой воды к зоне разложения газогидратов. Одновременно канал (К) обеспечивает передачу депрессии давления к этой зоне разложения газогидратов. Комбинированное воздействие указанных факторов (тепла и пониженного давления - депрессии) приводит к ускоренному разложению газогидратов в пределах отрабатываемого блока.

На устье скважины выдаваемую газлифтом газоводяную смесь (эмульсию) разделяют в сепараторе (13) на газ, воду и твердый осадок. Этот осадок является экологически безвредным и его периодически через вентиль (11) сбрасывают. При морской добыче - сброс осуществляют в море. При добыче на суше сброс осуществляют в передвижные накопительные емкости для последующего захоронения осадка в установленном порядке.

Добычу газа регулируют комбинированным воздействием на массив газовых гидратов:

- изменением (повышением) температуры закачиваемой в пласт воды или пароводяной смеси;

- изменением количества закачиваемой воды;

- регулированием величины депрессии давления в отрабатываемом массиве газогидратов.

Широкие возможности для управления процессом разложения газогидратов и его оптимизации обеспечиваются как раздельным применением перечисленных воздействий, так и комбинированным одновременным их применением в любом сочетании.

Разработку блока заканчивают тогда, когда зона разложения газогидратов дойдет до кровли газогидратной залежи, что немедленно вызовет утечки газа на «дневную» поверхность помимо обсадной колонны, и одновременно прекращение газолифтного подъема газоводяной эмульсии по межтрубью обсадной и подвесной колонн. К этому времени следует подготовить для аналогичной разработки другие блоки газогидратной залежи, например, смежные с отработанным блоком.

Существенные особенности и преимущества изобретения:

1. В отличие от применяемых в настоящее время методик, использующих исключительно термическое разложение газовых гидратов, в настоящем изобретении кроме термического воздействия используется также эффект понижения исходного давления (депрессия) в разрабатываемой залежи газовых гидратов, что оказывает существенный положительный эффект - значительно ускоряет разложение отрабатываемых газогидратов. Причем эта величина понижения давления, может (на глубинах 1000-2000 м) достигать значительных величин, вплоть до нескольких десятков атмосфер (до нескольких МПа), что, при прочих равных условиях весьма заметно повысит интенсивность разложения газовых гидратов.

2. По мере создания условий разложения газогидратов нижняя поверхность этого разрабатываемого газогидратного блока, начиная с его подошвы, будет постепенно принимать форму полусферы, со временем как бы «всплывающей» по массиву вверх. При этом, по аналогии с оттаиванием вечномерзлых грунтов, под этой сферической поверхностью создается слой воды. Эта вода (в отличие от случая ее движения в малопористой среде газогидратного льда) не встречает при своем движении в разгидраченных отложениях значительного гидравлического сопротивления. Поэтому вода движется вдоль поверхности еще не разложенного газового гидрата быстрее, ускоряя этим, во-первых, теплопередачу от закачиваемого теплоносителя к поверхности газового гидрата, во-вторых, обеспечивая лучшую передачу пониженного давления от межтрубья колонн - эта особенность также повышает интенсивность разложения газовых гидратов и ускоряет перенос газовых пузырьков к межтрубью обсадной и подвесной колонн.

1. Способ добычи природного газа из подводных или подземных газогидратных залежей, включающий разложение газовых гидратов в массиве их залегания нагревом до температуры, превышающей температуру их естественного разложения путем нагнетания по колонне труб через скважину в газогидратную залежь воды и отвода добываемого газа на поверхность по упомянутой скважине, отличающийся тем, что газогидратную залежь разрабатывают блоками, в центре каждого блока бурят до подошвы залежи и закрепляют эксплуатационную скважину, участок обсадной колонны в интервале залежи перфорируют, в обсадную колонну до подошвы залежи спускают теплоизолированную подвесную колонну, по которой нагнетают воду, нагретую до температуры, превышающей на выходе из подвесной колонны естественную температуру разложения газовых гидратов, отвод выделяющегося газа осуществляют по межтрубью обсадной и подвесной колонн в виде газоводяной смеси и в режиме газлифта, блок газогидратной залежи разрабатывают до обнаружения утечки газа на дневную поверхность помимо обсадной колонны и прекращения газлифтного эффекта, свидетельствующих о формировании контура зоны разложения гидратов до кровли газогидратной залежи, после чего переходят к разработке другого блока, при этом интенсивность разложения газовых гидратов и объем добываемого газа регулируют изменением температуры и расхода нагнетаемой по колонне воды, а также депрессией и снижением в отрабатываемой залежи ее исходного давления, достигаемой созданием в межтрубье обсадной и подвесной колонн для подаваемой на поверхность газоводяной смеси режима газлифта.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при морской добыче для закачки по теплоизолированной подвесной колонне используют морскую воду, а на суше - воду из близлежащих наземных источников воды - рек, озер или из водозаборных скважин, а также воду от разложенных газовых гидратов, причем циркуляцию основной массы воды обеспечивают в системе «скважина - газогидратная залежь».

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что на участке верхней части газогидратной залежи оставляют в качестве газонепроницаемой покрышки слой ненарушенного разложением естественного газового гидрата, для чего обсадную колонну перфорируют ниже подошвы выбранного непроницаемого слоя газового гидрата.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что из устья скважины добываемую газоводяную смесь направляют в сепаратор, отделяющий газ и твердый осадок от воды, при этом из сепаратора основной объем добытого газа направляют на осушку и в сеть потребителя, а выделенную в сепараторе из газоводяной смеси воду после ее нагрева в газопламенном теплообменнике направляют в подвесную колонну, причем добытый газ частично направляют на сжигание в газопламенный теплообменник для нагрева упомянутой воды.

5. Способ по любому из пп.1-4, отличающийся тем, что депрессию в устье скважины создают, поддерживая давление на входе в сепаратор существенно ниже давления гидростатического столба воды в вертикальном межтрубье скважины, по которому газлифтом газоводяную смесь транспортируют на поверхность и/или регулятором давления, установленном в трубопроводе, отводящем добытый газ из сепаратора.

6. Устройство для добычи природного газа из подводных или подземных газогидратных залежей, включающее скважину, пробуренную в центре блока газогидратной залежи до ее подошвы, закрепленную обсадной колонной труб, отличающееся тем, что участок обсадной колонны в интервале залежи перфорирован, в обсадную колонну до подошвы залежи спущена теплоизолированная подвесная колонна для нагнетания воды с температурой, превышающей на выходе из подвесной колонны естественную температуру разложения газовых гидратов, межтрубье между обсадной и подвесной колонн предназначено для отвода газа от разложения газовых гидратов в виде газоводяной смеси, при этом предусмотрена возможность работы газлифта, в месте внедрения в залежь установлен пакер, а на устье скважины предусмотрена возможность направления газоводяной смеси в сепаратор.

7. Устройство по п.8, отличающееся тем, что снаружи обсадная колонна в районе подошвы залежи оборудована гидрогеологическим противопесочным фильтром.



 

Похожие патенты:

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

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

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

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

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. 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 нефтедобывающей промышленности. Технический результат - предотвращение обводнения добывающей скважины подошвенными водами, увеличение нефтеизвлечения залежи, сохранение высокого дебита нефти в реальных условиях неоднородного пласта, подстилаемого подошвенной водой, увеличение безводного периода работы скважин. Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом закачки пара в пласт включает строительство горизонтальной основной добывающей скважины и расположенной выше горизонтальной нагнетательной скважины, закачку пара в горизонтальные скважины, а после создания проницаемой зоны между скважинами закачку пара в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины. При этом строят дополнительные горизонтальные добывающие скважины, расположенные последовательно и параллельно с основной. Причем горизонтальные добывающие скважины располагают выше водонефтяного контакта ВПК, но ниже нагнетательной скважины на 5-8 м. При этом расстояние между забоем одной горизонтальной добывающей скважины и входом в кровлю другой в горизонтальной проекции должно быть не менее 5 м. Закачку пара в добывающие скважины перед началом отбора осуществляют в объеме 2-10 т/м суммарной длины горизонтальных участков, после чего из добывающих скважин производят регулируемый отбор продукции так, чтобы забойное давление в каждой добывающей скважине было не менее пластового давления подошвенных вод. 1 пр., 2 ил.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к тепловой обработке продуктивного пласта при подъеме продукции из скважин с высоковязкой нефтью и природными битумами. Обеспечивает повышение эффективности использования скважин и оборудования при разработке залежей высоковязкой нефти и природных битумов тепловыми методами. Сущность изобретения: способ включает закачку высокотемпературного рабочего агента в парообразном состоянии по соответствующей колонне труб в рабочую камеру с циклическими подъемом продукции пласта по соответствующей колонне труб через основной нагнетательный клапан на поверхность и отбором продукции пласта в рабочую камеру через всасывающий клапан из внутрискважинного пространства, с периодическим нагнетанием рабочего агента через внутрискважинное пространство в пласт с отключением циклического подъема продукции пласта и отбора ее в рабочую камеру. Нагнетание рабочего агента производят в пласт с перекрытием на устье колонны труб для прохода поднимаемой жидкости через камеру вытеснения и дополнительный нагнетательный клапан, настроенный на давление открытия, большее, чем давление открытия основного нагнетательного клапана. Циклические подъемы продукции пласта и отборы ее в рабочую камеру осуществляют при постоянной подаче рабочего агента в рабочую камеру через дроссель, обеспечивающий нелинейное изменение и ограничение расхода подаваемого рабочего агента, поступающего в конденсационную камеру, при открытии гидравлического реле для обеспечения падения давления в камере до давления на забое скважины и поступления продукции пласта через всасывающий клапан в камеру. 2 н.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к установке для добычи на месте содержащего углеводороды вещества из подземного месторождения с понижением его вязкости. Обеспечивает повышение надежности индукционного нагревания и упрощение ввода энергии в подземное месторождение. Сущность изобретения: установка содержит по меньшей мере один добычный трубопровод, в частности, для транспортировки битумов или особенно тяжелой нефти из пласта под покрывающей породой с понижением их вязкости. При этом добычный трубопровод снабжен в месторождении средствами для индукционного нагревания относительно окружения добычного трубопровода, которые содержат электрический генератор высокой мощности снаружи покрывающей породы и месторождения, электрический прямой и обратный провода, а также соединенные с ними индукторные линии. Согласно изобретению прямой и обратный провода индукторных линий проходят в покрывающей породе на глубину месторождения по существу вертикально и имеют небольшое по сравнению с протяженностью линий боковое расстояние друг от друга максимально 10 м. Проходящие горизонтально в пласте индукторные линии имеют на отдельных участках различные расстояния друг от друга. При этом в индукторных линиях в пласте образованы секции, резонансные длины которых согласованы так, что все секции имеют резонанс на одинаковой частоте. 30 з.п. ф-лы, 1 табл., 10 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений, содержащих высоковязкие и сверхвязкие нефти. Технический результат - повышение коэффициента нефтеотдачи пласта и темпов отбора нефти за счет увеличения охвата пласта воздействием и увеличения коэффициента нефтеизвлечения. Способ разработки залежи высоковязкой нефти включает вскрытие залежи вертикальными добывающими и нагнетательными скважинами, закачку теплоносителя через нагнетательную скважину и циклически через добывающие, отбор продукции через добывающие скважины после прекращения закачки теплоносителя и выдержки, перевод под закачку теплоносителя следующей добывающей скважины. Вскрытие залежи и закачку теплоносителя осуществляют в нефтеносный пласт, очередность перевода добывающих скважин под закачку теплоносителя определяют по наименьшей производительности по нефти и забойной температуре. На первом этапе осуществляют дренирование призабойных зон скважин, заключающееся в чередующихся операциях по закачке теплоносителя - пара, выдержке и отборе продукции. На втором этапе в нагнетательные скважины закачивают теплоноситель - горячую воду, с температурой 60-100°C и периодически растворитель в количестве 0,1-1% от объема закаченной горячей воды с поверхностно-активным веществом в количестве 0,1-2% от объема растворителя, в добывающие скважины в первом цикле закачивают горячую воду в объеме, равном объему отобранной жидкости после последней паротепловой обработки, а объемы последующих закачек равны объемам отобранной жидкости в предыдущих циклах, перед нагнетанием горячей воды в добывающие скважины в каждом цикле производят закачку оторочки растворителя с поверхностно-активным веществом в количестве 0,1-2% от объема растворителя, объем оторочки растворителя рассчитывают. В качестве растворителя применяют жидкую фракцию пиролиза автомобильных шин. 1 з.п. ф-лы, 2 табл., 1 ил.
Наверх