Способ разработки залежей высоковязкой нефти или битумов


 


Владельцы патента RU 2496000:

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

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 нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей высоковязкой нефти или битумов.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2434127, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №35 от 20.11.2011 г.), включающий бурение вертикальных нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие горизонтальные скважины. Двухустьевую горизонтальную добывающую скважину бурят с использованием: одного отклонителя вблизи подошвы продуктивного пласта, а вертикальную нагнетательную скважину - с расположением забоя над средней частью горизонтального участка добывающей скважины на расстоянии, исключающем прорыв теплоносителя, при этом продуктивный пласт условно делят на несколько зон с разными температурными режимами, при закачке теплоносителя по мере прогрева пласта и при достижении предельной обводненности продукции скважин отбор начинают с нижней, более прогретой зоны, после достижения продукции температуры 80-90% от температуры прорыва отбор переносят в зоны более низких температур, изолируя зоны с высокой температурой, близкой к температуре прорыва, глухими пакерами, при повышении температуры в новых зонах отбора зоны отбора перемещают в более холодные зоны с отсечением высокотемпературных зон глухими пакерами, а при снижении температуры до уменьшения текучести ниже необходимого значения зоны отбора переносят в зоны с более высокими температурами, которые ниже 70% температуры прорыва, а пакеры извлекают.

Недостатками способа являются сложность в строительстве двухустьевой горизонтальной скважины, увеличение затрат на строительство скважин для организации теплового воздействия.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой нефти или битумов (патент RU №2334095, МПК Е21В 43/24, опубл. Бюл. №26 от 20.09.2008 г.), включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Горизонтальный ствол добывающей скважины проводят в 1,5-2,5 м над подошвой продуктивного пласта, горизонтальный ствол перфорируют, выше горизонтального ствола добывающей скважины на 3,5-4,5 м размещают низ вертикальной нагнетательной скважины, перфорированной в интервале 0,5-1,5 м от низа, вертикальную нагнетательную скважину размещают от вертикального ствола добывающей скважины на расстоянии, большем 2/3 длины горизонтального участка добывающей скважины, вплоть до конца горизонтального ствола, при этом в качестве рабочего агента используют пар в чередовании с воздухом.

Основным недостатком известного способа является низкая эффективность процесса вытеснения высоковязкой нефти из-за неравномерного прогрева пласта по всему интервалу горизонтального ствола агентом воздействия.

Техническими задачами настоящего изобретения являются повышение нефтеотдачи, увеличение охвата пласта агентом воздействия за счет увеличения зоны прогрева пласта теплоносителем.

Техническая задача решается способом разработки залежей высоковязкой нефти или битумов, включающим 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.

Новым является то, что нагнетательную скважину бурят над добывающей скважиной ей навстречу, причем 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.

Сущность изобретения.

В предложенном способе решаются задачи повышения эффективности вытеснения высоковязкой нефти или битумов, увеличения нефтеизвлечения, повышения темпа отбора и прогрева пласта, увеличения охвата пласта тепловым воздействием по площади и вертикали.

На чертеже представлена схема реализации предлагаемого способа разработки залежей высоковязкой нефти или битумов, где:

1 - продуктивный пласт высоковязкой нефти или битумов; 2 - горизонтальная добывающая скважина; 3 - горизонтальная нагнетательная скважина; 4 - пакер, 5 - интервалы перфорации, 6 - глухой пакер.

Способ осуществляют в следующей последовательности.

На залежи высоковязкой нефти или битумов 1 бурят как минимум одну добывающую горизонтальную скважину 2 длиной L2, равной 200-500 м, на расстоянии а от подошвы пласта 1 не менее 1 м и одну нагнетательную горизонтальную скважину 3 длиной L1 с расположением забоя над средней частью горизонтальной добывающей скважины на расстоянии 110-260 м от забоя горизонтальной скважины 2.

Нагнетательную скважину 3 бурят навстречу горизонтальной добывающей скважины 2 на расстоянии 6, равном не менее 6 м и исключающем прорыв теплоносителя между скважинами. Пласт однороден по площади и вертикали. Цементируют затрубное пространство, производят вторичное вскрытие 5 пласта 1 на горизонтальном участке скважины 2. При этом горизонтальный участок добывающей скважины вскрывают с уплотнением перфорационных отверстий 5 от устья скважины к забою.

Далее в нагнетательную скважину 3 закачивают теплоноситель. В качестве теплоносителя используют пар, горячую воду и т.д. Прогревают часть пласта 1 до 100-110°С по всей длине вскрытого участка продуктивного пласта 1, в результате чего между скважинами 2 и 3 возникает гидродинамическая связь.

После прорыва теплоносителя из нагнетательной скважины 3 в добывающей скважине 2 устанавливают пакер 4 для отсечения участка прорыва теплоносителя. В нагнетальной скважине 3 устанавливают дополнительный переносной глухой пакер 6, который переносят в горизонтальном участке от устья к забою параллельно пакеру 4 добывающей скважины 2.

В процессе закачки теплоносителя в области ствола нагнетательной скважины 3 образуется зона прогрева скважинной среды или «паровая камера», которая увеличивается в вертикальной плоскости по мере прогрева среды. Тепло от пара снижает вязкость тяжелой нефти или битума, способствует ее продвижению к стволу горизонтальной добывающей скважины 2. Закачку пара ведут до выработки зоны залежи вблизи нагнетательной скважины 3 по мере прогрева пласта 1, при резком снижении дебита скважины и при достижении предельной обводненности продукции скважин. В результате чего может произойти прорыв теплоносителя из нагнетательной скважины 3 в добывающую скважину 2. Для отсечения участка прорыва теплоносителя пакер 4 переустанавливают выше этого участка. При дальнейшем прорыве теплоносителя последовательность операций повторяют.

Производят прогрев пласта и отбор продукции в этой зоне.

Пример конкретного выполнения.

Разрабатывают залежь высоковязкой нефти. На залежи имеется высокопродуктивная зона толщиной 50-60 м с температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью - 0,70 д. ед., пористостью - 30%, проницаемостью - 0,4 мкм2, плотностью нефти - 956 кг/м3 и вязкостью - 600 мПа·с.

На залежи высоковязкой нефти или битумов 1 бурят одну добывающую горизонтальную скважину 2 длиной L2, равной 300 м, на расстоянии а от подошвы пласта 1, равном 3 м, и одну нагнетательную горизонтальную скважину 3 длиной 160 м с расположением забоя над средней частью горизонтальной добывающей скважины 2 (80 м от забоя скважины 2).

Нагнетательную скважину 3 бурят навстречу горизонтальной добывающей скважины 2 на расстоянии, равном 7 м, что исключает прорыв теплоносителя между скважинами. Цементируют затрубное пространство, производят вторичное вскрытие пласта 1 на горизонтальном участке скважины 3.

Горизонтальный участок добывающей скважины 2 вскрывают с уплотнением перфорационных отверстий от устья скважины к забою.

Далее в нагнетательную скважину 3 закачивают пар под давлением 2,5 МПа. Прогревают часть пласта 1 до 100°С по всей длине вскрытого участка продуктивного пласта 1, в результате чего между скважинами 2 и 3 возникает гидродинамическая связь.

После прорыва теплоносителя из нагнетательной скважины 3 в добывающей скважине 2 на расстоянии 7-15 м от забоя скважины 2 устанавливают пакер 4 для отсечения участка прорыва теплоносителя. Далее в нагнетальной скважине 3 на расстоянии 30 м от устьевой части устанавливают дополнительный переносной глухой пакер 6, который переносят в горизонтальном участке от устья к забою параллельно пакеру 4 добывающей скважины 2.

В процессе закачки теплоносителя (пакер 4 установили на расстоянии 25 м от забоя скважины 2) в области ствола нагнетательной скважины 3 образуется зона прогрева скважинной среды или «паровая камера», которая увеличивается в вертикальной плоскости по мере прогрева среды. При этом дополнительный пакер 6 установили параллельно пакеру 4 на расстоянии 40 м от устья скважины 3. Закачку пара ведут до выработки зоны залежи вблизи нагнетательной скважины 3 по мере прогрева пласта 1, при резком снижении дебита скважины и при достижении предельной обводненности продукции скважин. В результате чего произошел прорыв теплоносителя из нагнетательной скважины 3 в добывающую скважину 2 на расстоянии 32-47 м от забоя скважины 2. Для отсечения участка прорыва теплоносителя пакер 4 переустанавливают выше этого участка и параллельно ему переносят дополнительный пакер 6. При прорыве теплоносителя на расстоянии 75-80 м от забоя скважины 2 пакер переустанавливают на расстоянии 90 м от забоя скважины 2.

Производят прогрев пласта и отбор продукции в этой зоне. Пакер переустанавливают еще два раза на расстоянии 120 м и 160 м от забоя скважины 2.

Благодаря подаче теплоносителя в нагнетательную скважину 2 увеличивается охват пласта 4 воздействием, пласт равномерно вырабатывается по площади и вертикали и, как результат, повышается нефтеизвлечение. Темп отбора высоковязкой нефти за счет ускорения прогрева пласта увеличивается с 2,5 до 8% от извлекаемых запасов, затраты теплоносителя уменьшились на 30% по сравнению с прототипом.

Эксплуатация участка рассчитана до достижения проектной нефтеотдачи 0,6. В процессе отработки всего интервала увеличивается охват пласта воздействием, нефтеотдача увеличилась на 30%, снизились затраты на строительство дополнительных горизонтальных добывающих скважин, дополнительная добыча нефти составила 160 тыс. т нефти.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу пласта, увеличить охват пласта агентом воздействия за счет увеличения зоны прогрева пласта.

Способ разработки залежей высоковязкой нефти или битумов, включающий 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, отличающийся тем, что нагнетательную скважину бурят над добывающей скважиной ей навстречу, причем 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.



 

Похожие патенты:

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.

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.

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.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи пласта, увеличение охвата пласта агентом воздействия за счет увеличения зоны прогрева пласта.

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 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 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.

Изобретение относится к разработке месторождений преимущественно с низким пластовым давлением и высоковязкой нефтью. Технический результат - повышение нефтеотдачи месторождения и эффективности его эксплуатации за счет увеличения охвата пласта воздействием и притока из него в скважину. Способ разработки месторождения высоковязкой нефти включает бурение пересекающихся и сообщающихся вертикальной и основной горизонтальной скважин. К вертикальной скважине напротив основной горизонтальной скважины подключают еще одну основную горизонтальную скважину. Поперечно к вертикальной и основным горизонтальным скважинам подключают несколько дополнительных горизонтальных скважин. Затем создают аналогичные элементы по месторождению, при этом дополнительные горизонтальные скважины одного элемента располагают между дополнительными горизонтальными скважинами соседнего элемента. Вначале указанные элементы эксплуатируют как нагнетательно-добывающие циклически с закачкой рабочего агента, выдержкой и отбором продукции до раздренирования призабойной зоны, затем чередуют эксплуатацию соседних элементов в качестве нагнетательных и добывающих до выработки месторождения или без раздренирования сразу чередуют эксплуатацию соседних элементов в качестве нагнетательных и добывающих. Изобретение развито в зависимых пунктах. 3 з.п. ф-лы, 1 пр., 2 ил.

Группа изобретений относится к транспортировке «in-situ» битума или особо тяжелой фракции нефти из подземных резервуаров - месторождений нефтеносного песка и горючих сланцев. Обеспечивает повышение эффективности изобретений. Сущность изобретений: подземный резервуар нагружают тепловой энергией для снижения вязкости битума или особо тяжелой фракции нефти. Для этого предусмотрено по меньшей мере одно электрическое/электромагнитное нагревание, а также предусмотрена транспортирующая труба для отвода сжиженного битума или особо тяжелой фракции нефти. На заданной глубине резервуара проведены по меньшей мере два линейно протяженных проводника по меньшей мере на участках параллельно в горизонтальной ориентации. При этом концы проводников внутри или вне резервуара электропроводно соединены и совместно образуют проводящий шлейф, а также вне резервуара подключены к внешнему генератору переменного тока для выработки электрической мощности. Согласно изобретению параметры, важные для электрического/электромагнитного нагревания резервуара, являются переменными по времени и/или по месту и их изменяют извне резервуара для оптимизации объемного расхода при транспортировке битума или особо тяжелой фракции нефти. При этом передают электрическую мощность от генератора, по меньшей мере одного, последовательно во времени на соседние и обратные индукторы таким образом, что исключают взаимное ослабление полей при индуктивном нагревании подземного резервуара, или передают электрическую мощность на упомянутые индукторы одновременно, но с различными частотами, с разной силой тока и сдвигом фазы на 180° между соседними индукторами. 2 н. и 20 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке месторождений высоковязкой нефти и/или битума с использованием термических способов добычи из наклонно направленных скважин. Технический результат - повышение темпов отбора нефти и увеличение коэффициента нефтеизвлечения. Сущность изобретения: способ включает бурение в продуктивном стволе восходящего участка скважины с двумя вскрытыми зонами, оборудованными фильтрами, зоной фильтрации и зоной закачки пара и забоем, расположенным ниже кровли не менее 2 м, размещение в этом участке колонны насосно-компрессорных труб с центраторами для циклической закачки теплоносителя через них и эксплуатационной колонны с насосом для отбора нефти и перед спуском колонны труб, которые выполняют теплоизолированными, изоляцию межтрубного пространства пакером между фильтром и колонной труб и между вскрытыми зонами, а также расположение насоса в эксплуатационной колонне скважины выше фильтра в пределах подошвенной части продуктивного пласта, но ниже забоя восходящего участка. Согласно изобретению одинаковые по конструкции наклонно направленные скважины располагают под углом друг к другу так, чтобы в пространстве продуктивного пласта зона закачки пара одной скважины находилась выше зоны отбора другой скважины на 5-10 м и ниже кровли пласта на 2-10 м. При этом при строительстве расстояние между соседними параллельными наклонно направленными скважинами выдерживают равным 30-100 м. Добычу высоковязкой нефти или битума ведут в двух вариантах: циклическом и непрерывном режимах закачки пара и отбора продукции. 1 з.п. ф-лы, 1 пр., 1 табл., 2 ил.

Предложение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - увеличение эффективности вытеснения вязких нефтей и битумов, в том числе путем увеличения охвата пласта агентом воздействия, получение дополнительной добычи вязких нефтей и битумов за счет последовательной отработки всего пласта с одновременным снижением затрат и упрощением строительства горизонтальных скважин. Способ разработки залежей вязких нефтей и битумов включает строительство добывающей скважины с горизонтальным вскрытым участком в продуктивном пласте, строительство нагнетательной скважины с горизонтальным вскрытым участком, расположенным над аналогичным участком добывающей скважины в этом же пласте на расстоянии не менее 4 м, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции пласта из добывающей скважины, проведение контроля по температуре добываемой продукции скважины и ее дебиту из добывающей скважины, когда при каждом снижении дебита или при достижении температуры продукции пласта до 90% от температуры прорыва теплоносителя из нагнетательной скважины в добывающую производят изоляцию равными участками последовательно от забоя нагнетательной скважины, после чего проводят работу скважин в обычном режиме. Причем горизонтальный участок нагнетательной скважины строят навстречу горизонтальному участку добывающей скважины, нагнетательную скважину разбивают на участки с шагом 20-50 м, закачку теплоносителя производят в каждый участок последовательно, начиная от забоя с последующей их изоляцией с выдерживанием расстояния, исключающего прорыв теплоносителя в предыдущий участок. После закачки теплоносителя в последний участок нагнетательной скважины производят нагнетание теплоносителя по всей длине нагнетательной скважины в объеме, примерно равном суммарному объему закачки во все участки. Горизонтальный участок добывающей скважины располагают на уровне не менее 2 м выше водонефтяного контакта.1 з. п. ф-лы, 3 ил.
Изобретение относится к горнодобывающей области и касается процессов восстановления дебита нефтяных и газоконденсатных скважин. Технический результат - повышение эффективности воздействия на продуктивный пласт в прискважинной зоне и на расстоянии до 50 м от скважинысведение в единый процесс всех воздействий, сокращение времени и трудозотрат. Способ реанимации скважин включает расконсервацию и обработку ствола, очистку полости и стенок от отложений вязких углеводородов, очистку фильтра в зоне продуктивного пласта, создание избыточного давления в припластовой зоне скважины, наложение теплового и акустичиского воздействий. После расконсервации скважины на устье устанавливают регулируемый клапан сброса давления, на трос-кабеле в скважину спускают автономный буровой аппарат до остановки его в отложениях вязких углеводородов. Включением термогазогенератора автономного бурового аппарата указанные отложения разрабатывают, испаряют и выбрасывают из ствола за счет воздействия парогазовым рабочим агентом. После этого полость скважины на 1/5 от фильтров заполняют рабочей жидкостью - сжиженным углекислым газом, перекрывают указанный клапан, отрегулировав его на автосрабатывание при предельно допустимом для полости указанной скважины давлении, на термогазогенератор автономного бурового аппарата по трос-кабелю подают электросигнал на его включение. Истекающим из указанного аппарата парогазовым агентом создают избыточное давление в полости скважины, одновременно повышают температуру рабочей жидкости. Акустическое воздействие на прискважинную зону пласта ведут за счет периодического срабатывания на импульсное открытие клапана устья. Совмещают все указанные воздействия по времени процесса. Характеристики: давления, температуры, акустические выбирают из расчета предельной допустимости ствола скважины на величины этих нагрузок, указанный процесс ведут до установления проницаемости пласт-фильтровая зона скважины. Изобретение развито в зависимом пункте. 1 з. п. ф-лы.
Наверх