Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием внутрипластового горения



Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием внутрипластового горения
Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием внутрипластового горения
Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием внутрипластового горения
Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием внутрипластового горения

 


Владельцы патента RU 2494242:

Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)

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.

 

Предложение относится к нефтяной промышленности, в частности для разработки залежей высоковязких нефтей, и может быть использовано при разработке залежи высоковязкой нефти с применением внутрипластового горения.

Известен способ создания в нефтяном пласте очага горения путем сжигания в пласте горючего материала (а.с. СССР №1068046, МПК Е21В 43/243, опубл. 15.01.1984, Бюл. №2), включающий последовательную закачку в пласт зажигательной смеси, состоящей из горючего материала и окислительного катализатора, и кислорода или кислородсодержащей газовой смеси, причем в составе закачиваемой в пласт зажигательной смеси могут присутствовать альдегиды или гексаналь, или азо-бис-изомасляный нитрил с MnB2O7·H2O, или гексаналь с кумилгидропероксидом.

Недостатком данного способа является использование зажигательной смеси, что требует применение повышенных мер безопасности, а также влечет за собой дополнительные материальные затраты. Кроме того, при реализации данного способа не обеспечивается прогрев пласта на начальном этапе разработки, что обуславливает низкую добычу нефти.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием внутрипластового горения (пат. РФ №2386801, МПК Е21В 43/43, опубл. 20.04.2010, Бюл. №11), включающий закачку окислителя через нагнетательные скважины, организацию внутрипластового горения и отбор продукции через добывающие скважины. По заявленному способу в нагнетательные скважины дополнительно нагнетают параллельно окислителю топливо. В качестве добывающих используют скважины с горизонтальным стволом, расположенным в подошвенной части пласта, а в качестве нагнетательных скважин - вертикальные, которые размещают на определенном расстоянии друг от друга и от концевой части горизонтального ствола, исключающем прорыв топлива или окислителя в другие скважины в направлении продолжения горизонтального ствола. При этом топливо закачивают через вертикальные скважины, ближайшие к горизонтальной скважине, а окислитель - через удаленные. Кроме того, при реализации этого способа закачку топлива производят при забойном давлении выше давления раскрытия вертикальных трещин, а окислителя - при забойном давлении выше давления закачки топлива.

Недостатком данного способа являются незначительное увеличение средней температуры по залежи, что обуславливает низкие значения добычи нефти, а также применение второй нагнетательной скважины для организации закачки в пласт топлива, в качестве чего может быть использована в том числе и добываемая из пласта нефть, применение прогрева призабойной части пласта паропередвижной установкой. Использование топлива требует постоянных материальных затрат на его подачу. Кроме того, при использовании данного способа не обеспечивается необходимый прогрев залежи на начальном этапе, что влечет за собой низкие значения добычи нефти.

Техническими задачами данного изобретения являются обеспечение более быстрого роста средней температуры по залежи, что приводит к более высоким значениям добычи нефти уже на начальном этапе разработки залежи, снижение материальных затрат за счет отсутствия применения топлива для инициирования внутрипластового горения и строительства дополнительной вертикальной скважины для подачи этого топлива, что ведет к повышению безопасности работ на скважинах из-за неприменения горючих и взрывоопасных веществ.

Поставленные задачи решаются способом разработки залежи высоковязкой нефти с использованием внутрипластового горения, включающим строительство горизонтальной и вертикальной скважин, закачку окислителя через вертикальную скважину и отбор продукции из горизонтальной скважины.

Новым является то, что 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, после чего горизонтальная скважина эксплуатируется в режиме отбора продукции, причем электронагреватель, установленный в вертикальной скважине, отключают и извлекают из этой скважины после установления режима устойчивого высокотемпературного горения, после чего закачку окислителя продолжают.

На фиг.1 представлено изображение горизонтальной добывающей скважины 1, вертикальной скважины 2 с помещенными в них соответственно электронагревателями 3, 4. На фиг.2, 3, 4 изображены соответственно графики изменения средней температуры по залежи, годовой и накопленной добычи нефти, соответствующие случаям разработки залежи высоковязкой нефти по заявляемому способу и по прототипу.

Предлагаемый способ реализуется следующим образом:

На залежи 5 (фиг.1) высоковязкой нефти бурят добывающую скважину 1 с горизонтальным стволом. Бурение горизонтального участка скважины 1 осуществляют над подошвенной частью 6 залежи 5. В 28-32 м над горизонтальной скважиной 1 и в 10-15 м от ее забоя в сторону устья бурят вертикальную скважину 2, предназначенную для нагнетания окислителя в залежь 5. В пробуренные горизонтальную 1 и вертикальную 2 скважины устанавливают электронагреватели 3 и 4 соответственно, мощность электронагревателей выбирают примерно равной. Причем в качестве нагревателя 3 используют электронагреватель мощностью, достаточной для разогрева околоскважинного пространства горизонтальной скважины 1 до температуры 100-200°C. После разогрева в залежь 5 через вертикальную 2 и горизонтальную 1 скважины нагнетают окислитель. Нагнетание окислителя одновременно с электропрогревом призабойной зоны залежи 5 на горизонтальной скважине 1 до момента, когда пластовое давление в окрестности горизонтальной скважины 1 превысит уровень начального пластового давления более чем в 1,5 раза, после чего электронагреватель 3 из горизонтальной скважины 1 извлекается, и в нее спускается насосное оборудование (на фиг.1 не показано), с помощью которого осуществляют откачку продукции залежи, при снижении уровня жидкости в скважине до уровня от 100% до 90% уровня начального пластового давления залежи 5 отбор продукции прекращают, извлекают насосное оборудование, спускают электронагреватель 3, осуществляют закачку окислителя для инициирования внутрипластового горения, цикл отбора продукции и инициирования внутрипластового горения повторяют и прекращают при установлении гидродинамической связи между горизонтальной 1 и вертикальной 2 скважинами, после чего из горизонтальной скважины 1 электронагреватель 3 извлекается и горизонтальная скважина 1 в дальнейшем эксплуатируется в режиме отбора продукции. Вертикальная нагнетательная скважина 2 постоянно работает в режиме нагнетания окислителя с включенным электронагревателем 4. После того, как инициированный нагнетанием окислителя в залежи 5 процесс низкотемпературного окисления вследствие производимого электронагревателями электропрогрева перейдет в стадию высокотемпературного окисления, электронагреватель 4 отключается и из вертикальной скважины 2 извлекается, при этом через вертикальную скважину 2 продолжается нагнетание в залежь 5 окислителя.

Условия залегания залежей 5 высоковязких нефтей довольно часто характеризуются низкими значениями начального пластового давления и начальной пластовой температуры. При этом нефти, залегающие при таких условиях, имеют довольно большие значения вязкости, т.е. являются высоковязкими.

В этих условиях помещение электронагревателей 3 и 4 в нагнетательную 2 и добывающую 1 скважины способствует более быстрому прогреву залежи 5 и насыщающих ее поровое пространство флюидов, в том числе и высоковязкой в начальных условиях нефти, вследствие чего снижается вязкость и увеличивается подвижность пластовой нефти. В силу того, что электропрогрев залежи 5 и нагнетание окислителя осуществляется одновременно как из вертикальной нагнетательной скважины 2, так и из горизонтальной скважины 1, предназначенной, вообще говоря, для отбора продукции, встречные кондуктивные потоки тепла и воздуха обеспечивают более ускоренное установление гидродинамической связи между горизонтальной 1 и вертикальной 2 скважинами. Кроме того, при работе электронагревателей 3 и 4 интенсивно растут пластовое давление и средняя температура в залежи 5, и инициируемый нагнетанием окислителя процесс низкотемпературного окисления ускоренно переходит в стадию высокотемпературного горения.

О характере протекающих в залежи 5 процессов, связанных с изменением внутрипластовой температуры залежи 5, можно делать выводы на основе результатов измерения давления и температуры в различных зонах залежи 5 с помощью соответствующих, специально предназначенных для этого измерительных приборов (на фиг.1 не показаны), к чему можно отнести, например, электронный скважинный манометр PPS 27 отечественного производства, предназначенный для использования в системе длительного мониторинга пластовых давлений и температур в режиме реального времени. По результатам замеров давления и температуры внутри залежи 5, например с помощью вышеназванного прибора, можно сделать выводы о характере протекания процессов внутри залежи 5. Так, например, начальной стадией внутрипластового горения является процесс низкотемпературного окисления, который протекает при температурах до 300°C. При установлении режима высокотемпературного горения температура в залежи 5 достигает величины не ниже 450°C. Превышение замеренной температуры в залежи 5 значения этой пороговой величины не менее чем на 50°C сигнализирует об устойчивом протекании в залежи 5 высокотемпературного горения. В этих условиях электронагреватель 4, установленный в вертикальной скважине 2, можно отключить и извлечь из скважины 2.

Пример конкретного выполнения.

На залежи 5 высоковязкой нефти его подошвенной части 6 разбурили скважину 1 с горизонтальным стволом. Вертикальную скважину 2 пробурили так, чтобы ее забой располагался в 30,08 м над горизонтальной скважиной 1 и в 12,5 м от забоя горизонтальной скважины 1 в сторону устья. Осуществили обустройство пробуренных скважин 1 и 2 и в них установили электронагреватели 3 и 4 мощностью 50 кВт.

Характеристики залежи 5 приведены в таблице.

Геолого-физические характеристики эксплуатационного объекта
Параметры Числовое значение
Глубина залегания (абсолютная отметка), м -35,0
Тип залежи пластово-сводовый
Тип коллектора поровый
Площадь нефтегазонасыщенности, тыс. м2 70
Средняя общая толщина, м 15
Средняя газонасыщенная толщина, м -
Средняя нефтенасыщенная толщина, м 13,5
Средняя водонасыщенная толщина, м 1,5
Коэффициент пористости, доли ед. 0,221
Коэффициент нефтенасыщенности ЧНЗ, доли ед. 0,875
Коэффициент нефтенасыщенности ВНЗ, доли ед. -
Проницаемость, 10-3 мкм2 893,0
Коэффициент песчанистости, доли ед. 0,578
Коэффициент расчлененности, доли ед. 1
Начальная пластовая температура, °C 8
Начальное пластовое давление, МПа 0,45
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с 1271,4
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3 0,912
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 0,925
Абсолютная отметка ВНК, м -25,5
Объемный коэффициент нефти, доли ед. 1,033
Содержание серы в нефти, % 4,4
Содержание парафина в нефти, % 3
Давление насыщения нефти газом, МПа 2,7
Газовый фактор, м3 8,1
Содержание сероводорода, % -
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3 1,16
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3 1,168
Сжимаемость, 1/МПа·10-4
нефти 8
воды 4,6
породы 1,4

После прогрева призабойной зоны скважин 1 и 2 нагревателями 3 и 4 до температуры 160°C начинают нагнетать окислитель в обе скважины 1 и 2. При постоянном нагнетании окислителя с включенным электронагревателем 4 в вертикальной скважине 2 горизонтальная скважина 1 циклически переводилась на отбор продукции путем последовательного отключения и извлечения электронагревателя 3 и последующего спуска насосного оборудования. После проведения нескольких циклов перевода горизонтальной скважины 1 на нагнетание окислителя одновременно с включением электронагревателя 3 и обратно на отбор продукции наблюдалось установление гидродинамической связи между горизонтальной скважиной 1 и вертикальной скважиной 2. Признаком установления гидродинамической связи между скважинами 1 и 2 является неснижение добычи нефти в горизонтальной скважине 1 к концу заданного времени работы этой скважины в режиме отбора продукции. После чего горизонтальная скважина 1 была переведена на отбор продукции, и циклическому переводу на нагнетание окислителя одновременно с электропрогревом нагревателем 3 больше не подвергалась. Далее с помощью прибора для измерения пластового давления и пластовой температуры - электронного скважинного манометра PPS 27 производился замер внутрипластового давления и внутрипластовой температуры залежи 5. По результатам этих замеров было установлено, что инициированный нагнетанием окислителя в вертикальную скважину 2 процесс внутрипластового горения перешел из стадии низкотемпературного окисления в стадию устойчивого высокотемпературного горения. В этот момент электронагреватель 4, установленный в вертикальной скважине 2, отключили и извлекли из скважины. При продолжении нагнетания окислителя через вертикальную скважину 2 и отбора продукции через горизонтальную скважину 1 наблюдалось движение фронта прямоточного горения по направлению от вертикальной нагнетательной скважины 2 к горизонтальной добывающей скважине 1.

Эффективность заявляемого способа была проверена с помощью расчетов распределения температуры по залежи и отбора продукции, проведенных в термогидродинамическом симуляторе STARS программного комплекса CMG (Канада). Для расчетов использовали данные геологических и гидродинамических исследований в скважинах 1 и 2, структурные карты, карты общих и эффективных нефтенасыщенных толщин, показатели вязкости нефти, пористости, проницаемости пласта, распространения продуктивных толщин по площади залежи и начальных балансовых запасов (см. таблицу). По данным расчетов определили, что установление электронагревателей 4 и 3 в вертикальную 2 и горизонтальную 1 скважины, включение электронагревателей 3 и 4 для предварительного прогрева околоскважинного пространства залежи 5, переход к нагнетанию окислителя через горизонтальную 1 и вертикальную 2 скважины с одновременным электропрогревом нагревателями 3 и 4, организация 5-6 циклов работы горизонтальной скважины 1 в режиме «нагнетание окислителя одновременно с применением электропрогрева нагревателем 3 - отбор продукции» с последующим переходом работы горизонтальной скважины 1 в режим постоянного отбора продукции способствует ускоренному установлению гидродинамической связи между горизонтальной скважиной 1 и вертикальной скважиной 2 и ускоренному переходу процесса низкотемпературного окисления в залежи 5, вызванного нагнетанием окислителя, в процесс полноценного внутрипластового горения. Данные расчетов сведены в графиках, приведенных на фиг.2-4.

Участок разработки залежи 5, на котором была смоделирована заявляемая технология, имеет геометрические размеры 350×200×15 м. При трехмерном (3D) моделировании элемент разработки аппроксимирован сеточной областью размерностью 4×7×20 элементарных ячеек. Размеры ячеек по латерали составляют 50×50 м, по вертикали - 0,75 м. Заложенные в модель геолого-физические параметры моделируемой залежи приведены в таблице (см. выше).

Ввели в эксплуатацию горизонтальную 1 добывающую и вертикальную 2, предназначенную для нагнетания окислителя в залежь 5, скважины. В горизонтальную 1 и вертикальную 2 скважины поместили электронагреватели 3 и 4 мощностью 50 кВт. Включили электронагреватели 3 и 4 одновременно с началом нагнетания воздуха в залежь 5, содержащего в своем составе кислород, являющийся окислителем, со скоростью закачки 2000 м3/сут при забойном давлении 0,624 МПа на горизонтальной 1 и вертикальной 2 скважинах. При этом по модели горизонтальная скважина 1 циклически переводилась на отбор продукции с прекращением электропрогрева, что в реальных промысловых условиях соответствует отключению и извлечению из горизонтальной скважины 1 электронагревателя 3 и последующему спуску насосного оборудования. Отбор продукции на горизонтальной скважине 1 производился с максимальным ограничением по суммарному отбору жидкости (нефть совместно с попутно добываемой водой) в 200 м3/сут при забойном давлении 0,14 МПа. По модели было произведено 5 циклических переключений горизонтальной скважины 1 с нагнетания воздуха с включенным электропрогревом с помощью электронагревателя 3 на отбор продукции из залежи 5 и обратно. При этом задавалась продолжительность работы скважины в том и в другом режиме 5 суток. После чего, после установления гидродинамической связи между горизонтальной 1 и вертикальной 2 скважинами, по модели горизонтальная скважина 1 перешла в режим постоянного отбора продукции из залежи 5 при выключенном электронагревателе. Установление гидродинамической связи между горизонтальной 1 и вертикальной 2 скважинами было определено по результатам расчетов распределения внутрипластового давления и внутрипластовой температуры в околоскважинном пространстве, которые не снижались к концу времени работы горизонтальной скважины 1 в режиме отбора продукции. Через вертикальную скважину 2 продолжалось нагнетание воздуха в залежь 5 с одновременным проведением электропрогрева с помощью электронагревателя 4. Время отключения электронагревателя 4, помещенного в вертикальную скважину 2, было определено по результатам измерений температуры в ячейках гидродинамической сетки на фронте горения. При достижении температуры в окрестности горизонтальной 1 и вертикальной 2 скважин величины порядка 200°C, через 7 месяцев после начала инициирования горения электронагреватели 3 и 4 по модели были отключены, но по модели продолжалась закачка воздуха через вертикальную скважину 2 и отбор продукции через горизонтальную скважину 1.

Также были проведены расчеты распределения температуры по залежи 5 и отбора продукции в случае разработки залежи 5 по способу, заявленному в прототипе. Для чего при сохранении геолого-физических характеристик залежи 5 во входном файле модели были согласно прототипу воспроизведены расположение друг относительно друга горизонтальной скважины 1, вертикальной скважины 2 и скважины, с помощью которой осуществляется закачка в пласт топлива (на фиг.1 не показана), в качестве чего в модели был применен метан. Режимы работы добывающей горизонтальной скважины 1 и скважины, предназначенной для закачки в залежь 5 окислителя, совпадают с соответствующими режимами работы скважин, заданными при расчете распределения температуры по залежи 5 и отбора продукции в случае разработки данного участка по заявляемому способу. Нагнетание топлива в залежь 5, в качестве чего был применен метан, по модели осуществлялось с забойным давлением на скважине 0,520 МПа и с темпом нагнетания 21 м3/сут. Работа всех скважин осуществлялась в течение всего расчетного времени эксплуатации залежи по способу, заявленному в прототипе.

Сопоставление динамики изменения средней температуры по залежи 5, годовой и накопленной добычи нефти, при разработке залежи 5 по заявляемому способу и по способу, предложенному в прототипе, приведено на графиках, представленных на фиг.2, 3, 4 соответственно. Как видно из этих графиков (фиг.2, 3, 4), в случае разработки залежи 5 высоковязкой нефти по предлагаемому способу, существенно повышается внутрипластовая температура, увеличивается годовая и в конечном итоге накопленная добыча нефти из залежи 5 по сравнению со способом, заявленным в прототипе.

Применение предлагаемого способа разработки залежи высоковязкой нефти с использованием внутрипластового горения обеспечивает более быстрый рост средней температуры по залежи, что приводит к более высоким значениям добычи нефти на начальном этапе разработки залежи. Кроме того, при применении данного способа разработки залежи высоковязкой нефти, в отличие от способа, заявленного в прототипе, снижаются материальные затраты за счет отсутствия применения топлива для инициирования внутрипластового горения и строительства дополнительной вертикальной скважины. Отсутствие необходимости организации дополнительной подачи топлива ведет также к повышению безопасности работ на скважинах из-за неприменения горючих и взрывоопасных веществ.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием внутрипластового горения, включающий строительство горизонтальной и вертикальной скважин, закачку окислителя через вертикальную скважину и отбор продукции из горизонтальной скважины, отличающийся тем, что 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, после чего горизонтальная скважина эксплуатируется в режиме отбора продукции, причем электронагреватель, установленный в вертикальной скважине, отключают и извлекают из этой скважины после установления режима устойчивого высокотемпературного горения, после чего закачку окислителя продолжают.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области контроля за разработкой нефтяных месторождений и может быть применено при термических способах разработки нефтяных залежей. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой нефти. .
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам добычи нефти при тепловом воздействии на пласт. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой нефти. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и применяется при разработке месторождения высоковязкой нефти. .

Изобретение относится к добыче нефти из подземного резервуара, содержащего нефть. .
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке залежей сверхвязкой нефти или битума с применением термических способов. .
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам разработки нефтяных залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти с использованием тепловых методов воздействия на залежь. Технический результат - повышение эффективности способа при разработке залежей с нефтями нормальной и высокой вязкости за счет создания области необходимой нефтенасыщенности, снижения расхода топлива на поддержание процесса горения, более полного использования окислителя и безопасности проведения процесса разработки залежи с неоднородными и трещиноватыми пластами, увеличение охвата зоны пласта процессом горения и вытеснения. В способе разработки нефтяной залежи, содержащей трудноизвлекаемые запасы нефти путем закачки в нагнетательные скважины оторочек окислителя и воды и отбор нефти посредством добывающих скважин, перед закачкой окислителя в пласт закачивают водный раствор средней соли угольной кислоты с водорастворимым полимером акрилового ряда и кислотный раствор. Кроме того, закачку в пласт средней соли угольной кислоты с водорастворимым полимером акрилового ряда и кислотного раствора производят попеременно циклами для получения необходимого объема оторочки. В случае прорыва газа в добывающие скважины производят изоляцию высокопроницаемых интервалов пласта. 2 з.п. ф-лы.

Группа изобретений относиться к добыче вязких углеводородов из подземного коллектора. Технический результат - повышение нормы отбора нефти, повышение качества нефти, возможность эксплуатировать недоступные напрямую с поверхности коллекторы при умеренной стоимости способа разработки. Способ добычи нефти с помощью внутрипластового горения для снижения вязкости нефти включает следующие операции: использование по меньшей мере одной добывающей скважины, имеющей по существу вертикальной участок, идущий вниз в указанный коллектор, и имеющей участок горизонтальной ветви, находящийся во флюидной связи с указанным вертикальным участком и идущий горизонтально наружу от него, причем указанный участок горизонтальной ветви закончен относительно низко в коллекторе; использование по меньшей мере одной нагнетательной скважины в области между противоположными концами указанного участка горизонтальной ветви и со смещением от указанного участка горизонтальной ветви, расположенной по существу непосредственно над указанным участком горизонтальной ветви и при вертикальном совмещении с ним, для нагнетания окисляющего газа в указанный коллектор над указанным участком горизонтальной ветви и в область между взаимно противоположными концами указанного участка горизонтальной ветви; нагнетание окисляющего газа через указанную по меньшей мере одну нагнетательную скважину и инициирование горения углеводородов в указанном коллекторе поблизости от указанной нагнетательной скважины с созданием по меньшей мере одного или нескольких фронтов горения над указанным участком горизонтальной ветви, причем указанные один или несколько фронтов горения вызывают снижение вязкости нефти в указанном коллекторе и ее стекание вниз в указанный участок горизонтальной ветви; создание условий для того, чтобы имеющие высокую температуру газообразные продукты сгорания вместе с указанной нефтью пониженной вязкости накапливались вместе в указанном участке горизонтальной ветви; подъем указанных имеющих высокую температуру газов и нефти на поверхность; отделение у пятки указанной горизонтальной скважины или на поверхности нефти от имеющих высокую температуру газообразных продуктов сгорания. 3 н. и 18 з.п. ф-лы, 5 ил., 2 табл.

Изобретение относится к области добычи газа, нефти и выщелачиванию микроэлементов из сланцевых месторождений и может быть использовано для разработки сланцевых месторождений, максимально приближенных к развитым инфраструктурам мегаполисов. Обеспечивает повышение эффективности разработки сланцевых месторождений в районах с развитой инфраструктурой мегаполисов за счет повышения экологической безопасности и экономической эффективности. Сущность изобретения: способ заключается в разделении разведанного рудного поля на изолированные друг от друга целиками блоки. В центральной части каждого блока по подошве залежи месторождения размещают две горизонтальные скважины в качестве минных камер, в которых устанавливают с обеспечением воздушного зазора взрывной заряд из чередующихся заряженных взрывчатым веществом и пустых, разделяющих заряд на отдельные части, негерметичных контейнеров, закрепленных у устья скважины на тросе. Контейнеры снабжают по всей длине зарядного состава магистральными детонирующими шнурами, соединенными между собой у устья скважины, и с электродетонаторами с замкнутыми проводниками. Рабочий конец контейнеров, заполненных взрывчатыми веществами, выполняют с кумулятивной выемкой. Второй конец заглушают. Для снижения сейсмического воздействия взрыва указанные контейнеры снабжают детонаторами короткозамедленного действия, смонтированными на отрезке детонирующего шнура, находящегося во внутренней полости контейнера. При этом отвод одного из указанных детонаторов подсоединяют к основной магистральной линии детонирующего шнура. Отвод второго детонатора присоединяют к дублирующей линии. Добычные вертикальные скважины размещают по контуру блоков модуля и оборудуют вихревыми насосами «Хобот-Торнадо» с фонтанно-эрлифтными трубами, обеспечивающими работу насоса. Разработку месторождения производят по трехстадийной модульной схеме, последовательно переходя в изолированные целиками соседние блоки. На первой стадии производят минный разрыв пластов с последующим отбором газа и газоконденсата посредством добычных скважин. На второй стадии производят термообработку разорванных пластов путем подачи под давлением не менее 2,0 МПа высокотемпературных продуктов сгорания через вертикальные части горизонтальных скважин в подошвенную часть пласта с последующим извлечением расплавленных твердых и вязких органических составляющих. На третьей стадии через вертикальную часть горизонтальных скважин закачивают в полость пласта щелочной раствор с целью выщелачивания зольных сланцевых пластов для извлечения редкоземельных составляющих. 3 ил.

(57) Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - оптимизация работы горизонтальной скважины, снижение энергетических затрат на ее эксплуатацию, увеличение ширины полезной зоны охвата влияния добывающей горизонтальной скважины, снижение доли газов в составе добываемой продукции, увеличение выработанности запасов нефтеносной залежи. Способ разработки нефтяной залежи системой горизонтальной и вертикальной скважин с использованием термического воздействия включает бурение и обустройство горизонтальной и вертикальной скважин таким образом, что забой вертикальной скважины располагают над забоем горизонтальной скважины на расчетном расстоянии по вертикали от 3 до 7 м, создание области прогрева за счет закачки в скважины горюче-окислительной смеси ГОС и инициатора горения ИГ для розжига и прогрева межскважинной зоны до 100-200°С в зависимости от типа ГОС и ИГ и установления гидродинамической связи между скважинами, перевод горизонтальной скважины под добычу жидкости насосом с продолжением подачи ГОС и ИГ в вертикальную скважину для поддержания горения и разогрева залежи до температуры 250-350°C - самостоятельного горения ГОС, после чего подачу ИГ прекращают и продолжают закачку ГОС для поддержания и продвижения горения вдоль ствола горизонтальной скважины. Горизонтальную скважину при строительстве оборудуют фильтром с несколькими зонами по длине горизонтального участка. Перед спуском насоса в горизонтальную скважину спускают хвостовик, оснащенный внутри термопарами для контроля температуры внутри скважины напротив зон фильтра и выполненный с возможностью при повороте последовательного открытия только одной из зон и закрытия зон фильтра от забоя к устью. Зона, прилегающая к забою, первоначально открыта. После инициации горения при снижении в этой зоне температуры с максимальной, достигаемой в процессе горения в условиях залежи, до 85-95°C отбор продукции насосом прекращают, хвостовик с устья поворачивают на заданный угол, обеспечивающий закрытие забойной зоны и открытие следующей, используемой для дальнейшего отбора продукции насосом. После изменения в ней температуры с максимальной, достигаемой в процессе горения в условиях залежи, до 85-95°C эту зону поворотом хвостовика перекрывают, открывая следующую от забоя зону, и так аналогично последовательно открывая и закрывая зоны до последней зоны от забоя фильтра. 1 пр., 3 табл., 8 ил.

Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - повышение флюидоотдачи пласта, в том числе высоковязких нефтей и битумов. Способ разработки залежи углеводородных флюидов включает строительство добывающей горизонтальной скважины в области подошвы продуктивного пласта породы, нагнетательной горизонтальной скважины над добывающей горизонтальной скважиной, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукта пласта из добывающей скважины. Причем горизонтальную добывающую скважину бурят над подошвой продуктивного пласта, над горизонтальным участком добывающей скважины параллельно ей в обратном направлении на расстоянии от добывающей скважины бурят горизонтальную нагнетательную скважину. В нагнетательную скважину опускают колонну труб с заглушенным концом и выполненными на концевом участке отверстиями для закачки рабочих агентов, участок трубы с отверстиями с двух концов ограничивают пакерами. Производят закачку нагретого рабочего агента в продуктивный пласт. Прогревают продуктивный пласт до температуры воспламенения внутрипластового углеводородного флюида. Производят замену инертного рабочего агента на кислородосодержащий рабочий агент, поджигают углеводородный флюид в пласте, отслеживая и поддерживая условия сохранения и распространения фронта горения, прогревают пласт между скважинами. В районе горизонтального участка добывающей скважины доводят температуру участка пласта до температуры состояния текучести углеводородного флюида и производят отбор нагретого продукта, при этом с использованием устройства контроля температуры осуществляют контроль за интенсивностью процесса горения и разогрева пласта в межскважинном и прилегающем пространстве, а поддержание пластовой температуры в необходимых рамках осуществляют путем изменения расхода подаваемого рабочего агента. После полной выработки зоны продуктивного пласта в пределах первого шага установки пакеров закачку рабочих агентов временно прекращают, передвигают трубу с отверстиями и с двумя ограничивающими пакерами в направлении устья добывающей скважины не менее чем на длину расстояния между пакерами. Пакеры приводят в рабочее состояние и продолжают отработку следующей зоны продуктивного пласта, прорабатывая весь горизонтальный участок нагнетательной скважины. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - повышение флюидоотдачи пласта и добычи углеводородных энергоносителей. Способ разработки залежи углеводородных флюидов включает строительство добывающей горизонтальной скважины в области подошвы продуктивного пласта породы, нагнетательной горизонтальной скважины над добывающей горизонтальной скважиной, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукта пласта из добывающей скважины. Причем горизонтальную добывающую скважину бурят над подошвой продуктивного пласта, над горизонтальным участком добывающей скважины параллельно ей в одинаковом направлении на расстоянии от добывающей скважины бурят горизонтальную нагнетательную скважину. В нагнетательную скважину опускают колонну труб с заглушенным концом и выполненными на концевом участке отверстиями для закачки рабочих агентов. Участок трубы с отверстиями с двух сторон ограничивают пакерами. Затем в нагнетательную скважину через трубу с отверстиями производят закачку нагретого рабочего агента в продуктивный пласт и прогревают пласт до температуры воспламенения содержащегося в пласте флюида. При этом происходит разжижение флюида с повышением его текучести. Производят замену инертного рабочего агента на кислородосодержащий рабочий агент и поджигают углеводородный флюид в пласте. Отслеживая и поддерживая условия сохранения и распространения фронта горения, прогревают пласт между скважинами, в районе горизонтального участка добывающей скважины доводят температуру участка до температуры состояния текучести углеводородного флюида и производят отбор нагретого продукта. При этом с использованием устройства контроля температуры осуществляют контроль за интенсивностью процесса горения и разогрева пласта в межскважинном и прилегающем пространстве, а поддержание пластовой температуры в необходимых рамках осуществляют путем изменения расхода подаваемого рабочего агента. После полной выработки зоны продуктивного пласта в пределах первого шага установки пакеров закачку рабочих агентов временно прекращают, передвигают трубу с отверстиями и с двумя ограничивающими пакерами в направлении устья добывающей скважины не менее чем на длину расстояния между пакерами. Пакеры приводят в рабочее состояние и продолжают отработку следующей зоны продуктивного пласта, прорабатывая весь горизонтальный участок нагнетательной скважины. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Группа изобретений относится к извлечению смеси углеводородов и, в частности, смеси тяжелых углеводородов из подземного пласта путем внутрипластового горения с использованием обогащенного кислородом газа. Особенностью изобретений является улавливание, по меньшей мере, части CO2 из обогащенных CO2 газов, образующихся в процессе горения. Технический результат - повышение эффективности извлечения тяжелых углеводородов с уменьшением выбросов CO2 в атмосферу. Способ, как часть изобретений, предусматривает: (i) нагнетание обогащенного кислородом газа в указанный пласт; (ii) горение указанного обогащенного кислородом газа в указанном пласте, в результате чего обеспечивают увеличение температуры, уменьшение вязкости указанной смеси углеводородов и образование обогащенного CO2 газа; (iii) извлечение указанной нагретой смеси углеводородов и деасфальтизацию указанной извлеченной смеси углеводородов в установке деасфальтизации с получением деасфальтированных углеводородов и асфальтенов; (iv) горение указанных асфальтенов, полученных в указанной установке деасфальтизации, в процессе окислительного горения с получением пара, энергии и обогащенного CO2 газа; (v) улавливание, по меньшей мере, части CO2 из указанного обогащенного CO2 газа. 3 н. и 15 з.п. ф-лы, 2 табл., 6 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке месторождений нефти и/или битума с использованием внутрипластового горения. Технический результат - оптимизация состава добываемой продукции за счёт снижения в нём доли газов горения. Способ включает бурение и обустройство скважины с горизонтальным участком, расположенным в нефтяной залежи, и вертикальной скважины таким образом, чтобы забой вертикальной скважины размещался над забоем горизонтальной скважины на расстоянии, исключающем прорыв окислителя в горизонтальную скважину. На горизонтальном участке скважины устанавливают фильтр с несовпадающими друг с другом продольными рядами отверстий, который разделяют на зоны отбора продукции. Внутри фильтра размещают хвостовик с продольным рядом расположенных во всех зонах отбора продукции отверстий, жёстко соединённый с технологической колонной труб и снабжённый термопарами для осуществления мониторинга пластовой температуры в окрестности горизонтальной скважины. Хвостовик спускают в скважину на конце технологической колонны труб. Поворотом колонны труб с устья скважины открывают интервал перфорации на горизонтальной скважине одновременно во всех зонах отбора продукции. Инициируют процесс внутрипластового горения с фронтом горения, движущимся вдоль ствола горизонтальной скважины по направлению от забоя к устью. С помощью термопар измеряют пластовую температуру в окрестности горизонтальной скважины вдоль ствола горизонтальной скважины по направлению от забоя к устью. При превышении температуры в первой зоне отбора горизонтальной скважины по направлению от забоя к устью 30% от уровня температуры на движущемся фронте горения останавливают горизонтальную скважину. Это осуществляют путём поворота колонны труб с устья скважины. В результате закрывают отверстия фильтра в первой зоне отбора горизонтальной скважины по направлению от забоя к устью. Оставляют открытыми отверстия фильтра в остальных зонах отбора горизонтальной скважины. Запускают горизонтальную скважину для продолжения отбора продукции. Аналогичным образом производят мониторинг пластовой температуры в окрестности горизонтальной скважины с помощью термопар. При превышении температуры во второй зоне отбора горизонтальной скважины по направлению от забоя к устью 30% от уровня температуры на движущемся фронте горения останавливают горизонтальную скважину. Путём поворота колонны труб с устья скважины закрывают отверстия фильтра во второй зоне отбора горизонтальной скважины по направлению от забоя к устью. При этом оставляют открытыми отверстия фильтра в третьей и последующих зонах отбора горизонтальной скважины по направлению от забоя к устью. Далее запускают горизонтальную скважину для продолжения отбора продукции и аналогично последовательно закрывают другие зоны отбора до последней зоны отбора горизонтальной скважины. 1 пр., 3 табл., 10 ил.

Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - повышение результативности процесса вытеснения и добычи высоковязких углеводородных флюидов - энергоносителей из месторождений, увеличение охвата пласта агентом воздействия, обеспечение контроля и регулирования внутрипластового горения и прогрева горных пород. Способ разработки залежи природных высоковязких углеводородных флюидов с использованием внутрипластового горения включает строительство горизонтальной добывающей скважины и над ней нагнетательных вертикальных скважин, причем добывающую горизонтальную скважину выполняют двухустьевой с горизонтальным стволом в подошвенной части пласта. С двух сторон от двухустьевой горизонтальной добывающей скважины строят выполненные ниже кровли продуктивного пласта контрольные вертикальные скважины. Все скважины оснащают оборудованием для регистрации и показания температуры и давления. В нагнетательные скважины подают теплоноситель, прогревают прилегающие к скважинам области продуктивного пласта до температуры не менее температуры самовоспламенения продукта пласта. После прогрева подачу теплоносителя в пласт прекращают, в нагнетательные скважины подают окислитель и инициируют распространяющееся по пласту внутрипластовое горение, содержащиеся в пласте углеводородные флюиды разогревают до текучести, образующиеся продукты горения извлекают из добывающей и контрольных скважин. 5 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - повышение процесса флюидоизвлечения. В способе разработки залежи углеводородных флюидов осуществляют параллельное строительство в одинаковом направлении с двумя выходами на поверхность добывающей горизонтальной скважины в области подошвы продуктивного пласта породы и нагнетательной горизонтальной с двумя выходами на поверхность скважины над добывающей горизонтальной скважиной. В нагнетательную скважину с двух устьев опускают две колонны труб с заглушенными концами и выполненными на концевых участках отверстиями для закачки рабочих агентов. Участки каждой из труб с отверстиями с двух сторон ограничивают пакерами. Через трубы с отверстиями производят закачку нагретого инертного рабочего агента в продуктивный пласт, прогревают продуктивный пласт до температуры самовоспламенения внутрипластового углеводородного флюида. Производят замену инертного рабочего агента на кислородосодержащий рабочий агент, поджигают углеводородный флюид в пласте. Отслеживая и поддерживая внутрипластовое горение, прогревают участок между скважинами, в районе горизонтального участка добывающей скважины доводят температуру участка до температуры текучести углеводородного флюида и производят отбор нагретого продукта. При этом с использованием устройства контроля температуры осуществляют контроль разогрева пласта в межскважинном и прилегающем пространстве, а поддержание пластовой температуры в необходимых рамках осуществляют путем изменения расхода подаваемого кислородосодержащего рабочего агента. После полной выработки зоны продуктивного пласта в пределах первого шага установки пакеров закачку рабочих агентов временно прекращают, передвигают трубы с отверстиями и с двумя ограничивающими пакерами в направлении устьев добывающей скважины не менее чем на длину расстояния между пакерами. Пакеры приводят в рабочее состояние и продолжают отработку следующей зоны продуктивного пласта, прорабатывая весь горизонтальный участок нагнетательной скважины. 4 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 пр.
Наверх