Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом закачки пара в пласт



Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом закачки пара в пласт
Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом закачки пара в пласт

 


Владельцы патента RU 2496979:

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

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.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, термическим способам добычи высоковязкой нефти и/или битума.

Известен «Способ теплового воздействия на залежь высоковязкой нефти и битума» (Пат. РФ №2287677, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.11.2006), включающий бурение горизонтальной скважины, бурение дополнительной горизонтальной скважины под горизонтальной скважиной в пределах этого же продуктивного пласта, закачку теплоносителя в верхнюю горизонтальную скважину, добычу высоковязкой нефти из нижней горизонтальной скважины.

Недостатком данного способа является техническая сложность регулирования режима отбора жидкости и закачки пара.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является «Способ разработки нефтяной залежи с водонефтяными зонами» (Пат. РФ №2387812, МПК Е43/16, опубл. 24.04.2010), включающий бурение по крайней мере одной горизонтальной добывающей и нагнетательной скважины, закачку вытесняющего агента через нагнетательную и отбор продукции через добывающие скважины. Добывающую горизонтальную скважину размещают параллельно водонефтяному контакту (ВНК) на расстоянии, позволяющем вести эксплуатацию скважины с безводным периодом.

Недостатками данного способа являются низкая эффективность при эксплуатации залежей с подстилающей водой с неравномерной по горизонтали поверхностью ВНК, что затрудняет проводку горизонтального ствола добывающей скважины в безопасном расстоянии от подошвенных вод и осложняет установку режима отбора жидкости из скважины предотвращающего подтягивания пластовых вод на забой скважины.

Техническими задачами предлагаемого способа являются предотвращение обводнения добывающей скважины подошвенными пластовыми водами, увеличение нефтеизвлечения залежи, повышение эффективности разработки водоплавающих залежей с высоковязкими нефтями и/или битумами, разрабатываемых методом закачки пара в пласт.

Поставленная задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом закачки пара в пласт, включающим строительство горизонтальной основной добывающей скважины и расположенной выше горизонтальной нагнетательной скважины, закачку пара в горизонтальные скважины, а после создания проницаемой зоны между скважинами производят закачку пара в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины.

Новым является то, что строят дополнительные горизонтальные добывающие скважины, размещают последовательно и параллельно с основной добывающей скважиной, причем горизонтальные добывающие скважины располагают выше водонефтяного контакта (ВНК), 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.

На фиг.1, 2 изображены схемы расположения горизонтальной нагнетательной скважины 2 и 3 горизонтальных добывающих скважин 1, 3, 4, соответственно вид сверху и в разрезе нефтяного пласта.

Способ реализуется следующим образом.

При разработке залежи высоковязкой нефти и/или битума методом закачки пара в пласт бурят горизонтальную добывающую скважину 1, по уточненным геологическим данным выше ее на 5-8 м располагают нагнетательную скважину 2, с учетом всех расстояний последовательно бурят добывающие скважины 3, 4.

Закачивают пар в нагнетательную и добывающие скважины 1, 2, 3, 4 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.

Пример конкретного выполнения способа.

На участке Ашальчинского месторождения со средней вязкостью нефти 25000 мПа·с, проницаемостью 2,6 мкм2, пористостью 30%, толщиной нефтенасыщенното пласта 14 м пробурена система скважин. Горизонтальная добывающая скважина 1 пробурена вдоль подошвы пласта выше ВНК на 2 м, длина горизонтальной части ствола составляет 220 метра. Выше на 6 м горизонтального участка скважины 1 пробурили горизонтальную нагнетательную скважину 2 длиной горизонтального участка 760 м и две добывающие горизонтальные скважины 34 с длиной горизонтального ствола 230 и 300 м, расположенные параллельно стволу нагнетательной скважины и ниже его на 5 м.

Произвели закачку пара в количестве 2600 т в нагнетательную скважину 2 и по 700 т в каждую добывающую скважину 1, 3, 4. После остановки закачки пара, выравнивания и снижения забойной температуры в добывающих скважинах до 90°С каждая из них была переведена под механизированную добычу с установкой электроцентробежного насоса (УЭЦН) (на чертеже не показан) с частотно-регулируемым приводом, снабженным автоматизированной термо-манометрической системой (ТМСП) с установленным порогом отключения по давлению на приеме насоса, равным пластовому давлению подошвенных вод - 0,5 Мпа. В нагнетательную скважину 2 возобновили закачку пара в количестве 80 т/сут. Добывающие скважины 1, 3, 4 запуском УЭЦН поставили на отбор жидкости, средний дебит по скважинам составил: 12 т/сут по скважине 1, 20 т/сут по скважине 3 и 23 т/сут по скважине 4, что суммарно составило 55 т/сут со средней обводненностью 82%.

Для базы сравнения был принят вариант с использованием двух параллельно пробуренных (одна над другой) горизонтальных скважин с длиной горизонтального ствола: нагнетательной - 750 м, добывающей - 742 м. Результаты показали, что эффективность предлагаемого способа выше: максимально достигаемый коэффициент нефтеотдачи больше на 11%, полученный максимальный дебит нефти составил 55 т/сут против 31 т/сут.

Предлагаемый способ позволяет эффективно применить паротепловое воздействие на пласт, сохранить высокий дебит нефти в реальных условиях неоднородного пласта, подстилаемого подошвенной водой, увеличить безводный период работы скважин, что способствует более высокому коэффициенту нефтеизвлечения.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом паротеплового воздействия на пласт, включающий строительство горизонтальной основной добывающей скважины и расположенной выше горизонтальной нагнетательной скважины, закачку пара в горизонтальные скважины, а после создания проницаемой зоны между скважинами производят закачку пара в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины, отличающийся тем, что строят дополнительные горизонтальные добывающие скважины, расположенные последовательно и параллельно с основной, причем горизонтальные добывающие скважины располагают выше водонефтяного контакта - ВНК, 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.



 

Похожие патенты:

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.

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.

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.

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.

Изобретение относится к горнодобывающей промышленности и может быть использовано для наиболее полного извлечения всех видов нефтей и газов и других полезных ископаемых с применением мощного лазерного излучения для их добычи. Обеспечивает повышение эффективности способа. Сущность изобретения: по способу вскрывают продуктивные пласты лазерным излучением и создают в пластах области с заданной температурой и внутрипластовым давлением для увеличения степени извлечения нефти и газа. Процесс обработки пластов повторяют многократно через необходимые временные интервалы с одновременным излучением в нескольких взаимно смещенных на определенный угол по отношению к друг другу секторах с расхождением лучей в каждом секторе на заданный угол. Одновременно осуществляют по оптоволокнам дистанционный контроль температуры, давления, размеров и форм образованных в пластах и породах полостей, их смыкание, получают информацию о составе испаряемых веществ пластов и пород. Согласно изобретению располагают исполнительные устройства лазерных установок на заданной глубине в скважинах, бурят с применением излучателей световой энергии в торцах буровых коронок многочисленные длинные шпуры малого диаметра из соседних добывающих скважин навстречу друг другу до их взаимного пересечения в пространстве пластов. Выбуренный из забоев длинных шпуров малых диаметров буровой штыб полностью испаряют под воздействием лазерного излучения. На новых месторождениях любые скважины с поверхности бурят на пласты месторождений с использованием лазерно-механического бурения. Излучатели световой энергии и оптоволоконные кабели, передающие световую энергию по оптоволокнам от мощных лазеров на поверхности, размещают во внутренних отверстиях механических буровых инструментов с полыми приводными штангами и коронками. Одновременно световым излучением из вспомогательных боковых или других излучателей наплавляют на стенки скважин для крепления слои из смесей оставшегося после испарения лазерным излучением выбуренного из забоев скважин штыба. При ослабленных или карбонатных породах наплавляют на стенки несколько слоев. После полного сооружения скважин стенки зашлифовывают. Очищают стенки скважин, насосно-компрессорные трубы и другое промысловое оборудование от асфальтосмолопарафиновых отложений путем их расплавления и испарения лазерным излучением. Диаметры добывающих скважин увеличивают с использованием лазерно-механических буровых инструментов с раздвигающимися расширителями. В процессе эксплуатации добывающие скважины многократно увеличивают по диаметрам путем срезания слоев со стенок с накопившимися отложениями, парафинов, смол, асфальтенов и улучшают фильтрацию в скважины нефтей и газов из пластов. После достижения максимальных диаметров добывающих скважин из них дополнительно бурят длинные шпуры малых диаметров исполнительными устройствами лазерных установок для достижения заданного уровня добычи нефти и газа. 2 ил.

Изобретения относятся к нефтяной промышленности. Технический результат - увеличение извлечения углеводородов из подземного коллектора. Способ извлечения углеводородов из подземного коллектора включает закачку первой текучей среды в первую горизонтальную скважину в коллекторе при начальном давлении закачки, при этом первую текучую среду закачивают в первую скважину первым устройством; добычу углеводородов из второй горизонтальной скважины, расположенной под первой скважиной; непрерывную закачку второй текучей среды в третью скважину, отстоящую в плане от первой скважины и от второй скважины, для вытеснения текучей среды в резервуар в направлении второй скважины до тех пор, пока не установится гидравлическая связь со второй скважиной. продолжая при этом добычу углеводородов из второй скважины; избирательное прекращение закачки в первой скважине, когда вторая скважина имеет гидравлическую связь с третьей скважиной, и продолжение добычи углеводородов из второй скважины после прекращения закачки в первой скважине и продолжение закачки второй текучей среды в третью скважину после прекращения закачки в первой скважине. 4 н. и 32 з.п. ф-лы, 10 ил.
Наверх