Способ для подъема нефти или теплового воздействия на пласт и устройство для его осуществления


 


Владельцы патента RU 2498059:

Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)
Управляющая компания общество с ограниченной ответственностью "ТМС групп" (RU)

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.

 

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к техническим средствам для тепловой обработки продуктивного пласта, а также к способам и техническим средствам для подъема продукции из скважин со сверхвязкой нефтью и природными битумами.

В частности, известен пневматический водоподъемник замещения (А.с. №1242648, МПК F04F 1/08, опубл. 07.07.86, Бюл. №25), включающий камеру замещения, водоподъемные и воздухоподводящие трубы, нагнетательный и всасывающий клапаны.

Способ, осуществляемый при помощи водоподъемника, включает спуск водоприемника на воздухоподводящей трубе в скважину, спуск в воздухоподводящую трубу водоподъемной трубы, опору камеры водоприемника на забой, промывку фильтра и водоносного пласта, подъем водоприемника ниже верхней границы водоносного пласта с засасыванием воды в камеру скважинной жидкости, подачу воздуха по воздухоподводящей трубе с вытеснением жидкости из камеры и подъему ее на поверхность по водоподъемной трубе, выпуск сжатого воздуха из воздухоподводящей трубы с засасыванием скважинной жидкости в камеру, циклическое повторение циклов вытеснения и закачки скважинной жидкости.

Недостатками этого устройства являются необходимость периодического перемещения устройства в забое для чередования воздействия на пласт и вытеснения жидкости из забоя, для чего необходимо проведение дополнительных спуско-подъемных операций и разгерметизация устья скважины, что дополнительно может приводить к выходу воздуха из камеры высокого давления в скважине, образовавшейся при предыдущей обработке пласта, на дневную поверхность, и создавать угрозу безопасности персонала и сохранности наземного оборудования, или к непланируемым простоям скважины и оборудования с целью ожидания падения давления в скважине, а также неспособность работы устройства в горизонтальном положении. При этом для обеспечения работы в автоматическом режиме откачки водоподъемник должен оснащаться специальной системой циклической подачи и выпуска сжатого воздуха, при этом для совершения работы по перекачке жидкости не используются упругие свойства воздуха, отработанный воздух выбрасывается в атмосферу, что приводит к снижению экономичности водоподъемника.

Наиболее близкой по достигаемому результату является установка для подъема высоковязких жидкостей (А.с. №800418, МПК F04B 47/00, F04F 1/00, опубл. 30.01.81 г. Бюл. №4) преимущественно из скважины, содержащая камеру вытеснения, колонны труб для прохода поднимаемой жидкости и подачи рабочего агента, а также приемный и нагнетательный клапаны, установленные в соответствующих полостях, при этом установка снабжена корпусом, установленными по его концам верхним и нижним седлами, в последнем из которых расположен приемный клапан, и муфтой перекрестного течения с проходными каналами, установленной в верхнем седле, причем один канал муфты гидравлически сообщен с камерой, а другой - с нагнетательной полостью и колонной труб для прохода поднимаемой жидкости.

Способ, реализуемый установкой, заключается в чередовании тепловой обработки призабойной зоны пласта паром и откачки продукции с помощью устройства, содержащего корпус, приемный и нагнетательный клапаны, муфту перекрестного течения, камеру вытеснения, при этом предварительное заполнение камеры вытеснения откачиваемой продукцией скважины осуществляется после прекращения подачи пара в устройство за счет его полной конденсации, а вытеснение продукции свежей порцией пара при возобновлении его подачи в устройство.

Существенным недостатком этого наиболее близкого аналога является то, что для переключения режимов работы установки (чередования тепловой обработки призабойной зоны пласта паром и откачки продукции) с помощью приемного клапана насоса приходится приподнимать или опускать колонну пароподвода, что приводит к разгерметизации устья скважины и к выходу пара высокого давления из паровой камеры, образовавшейся в пласте скважины при предыдущей тепловой обработке, на дневную поверхность, охлаждению призабойной зоны пласта и, как показывает современный опыт, создает реальную угрозу безопасности персонала и сохранности наземного оборудования и, в результате, зачастую, к невозможности использования установки по назначению или непланируемым простоям скважины и оборудования с целью ожидания падения давления в скважине, а также к необходимости дополнительных затрат тепловой энергии для подогрева призабойной зоны пласта до первоначальной температуры. Недостатками этого аналога также являются необходимость (для организации непрерывной циклической подачи пара) снабжения устройства дополнительной специальной системой, управляемой датчиками, сигнализирующими об окончании конденсации пара в камере вытеснения и то, что для совершения работы по перекачке жидкости не используются упругие свойства пара, что снижает КПД устройства.

Технической задачей изобретения является повышение эффективности использования скважин и оборудования при разработке залежей высоковязкой нефти и природных битумов тепловыми методами на основе сокращения эксплуатационных затрат путем автоматизации и расширения функциональности оборудования при постоянной закачке пара, повышения эксплуатационной надежности скважин-ного оборудования в результате отказа от электромеханического привода, улучшения условий безопасной работы на установке за счет исключения необходимости разгерметизации устья скважины, совершенствования преобразования в полезную работу затрачиваемой на добычу нефти энергии путем наиболее полного и рационального использования энергии подаваемого пара.

Поставленная техническая задача решается способом для подъема нефти или теплового воздействия на пласт, включающим непрерывающуюся и непрекращающуюся во время нормальной эксплуатации скважины указанным способом закачку рабочего агента в парообразном состоянии по соответствующей колонне труб в рабочую камеру с отбором продукции пласта в рабочую камеру через всасывающие клапаны из забоя скважины, чередующимся с подъемом продукции пласта по соответствующей колонне труб через основной нагнетательный клапан типа предохранительного на дневную поверхность, или периодическое нагнетание рабочего агента через рабочую камеру и внутрискважинное пространство в пласт с отключением отбора в рабочую камеру и подъема продукции пласта на дневную поверхность.

Новым является то, что нагнетание рабочего агента производят в пласт с перекрытием на устье скважины колонны труб для прохода поднимаемой жидкости через рабочую камеру и дополнительный нагнетательный клапан, настроенный на давление настройки для открытия большее, чем давление настройки для открытия основного нагнетательного клапана, причем циклические подъемы продукции пласта и отборы его в рабочую камеру осуществляют при постоянной подаче рабочего агента в камеру вытеснения через дроссель, обеспечивающий нелинейное изменение и ограничение расхода подаваемого рабочего агента, поступающего в конденсационную камеру, при падении давления в камере в результате открытия гидравлического реле до давления на забое скважины для обеспечения поступления продукции пласта через всасывающий клапан в камеру.

Поставленная задача решается устройством для подъема нефти или теплового воздействия на пласт, содержащим камеру вытеснения, колонны труб для прохода поднимаемой жидкости и подачи высокотемпературного рабочего агента в парообразном состоянии, а также приемный клапан, сообщенный с внутрискважинным пространством, и нагнетательный клапан, сообщенный с колонной труб для прохода поднимаемой жидкости.

Новым является то, что основной нагнетательный клапан настроен на давление открытия, которое определяется расчетным давлением в колонне труб для подачи высокотемпературного рабочего агента за вычетом противодавления в колонне труб для прохода поднимаемой жидкости, а рабочая камера снабжена дополнительным клапаном, сообщенным с внутрискважинным пространством и выполненным с возможностью открытия при давлении, превосходящем давление настройки открытия основного нагнетательного клапана, и гидравлическим реле, сообщенным с внутрискважинным пространством и выполненным с возможностью открытия при заполнении рабочей камеры рабочим агентом и закрытия при заполнении рабочей камеры продукцией пласта, а также дросселем, сообщенным с колонной труб для подачи рабочего агента и обеспечивающим нелинейное изменение и ограничение расхода подаваемого рабочего агента, поступающего в рабочую камеру, при падении давления до давления на забое скважины при открытии гидравлического реле для обеспечения поступления продукции пласта через приемный клапан в камеру при непрерывной подаче рабочего агента в ту же камеру, причем интервалы времени выдержки реле определяются: в открытом положении - временем заполнения рабочей камеры продукцией пласта, в закрытом положении - временем заполнения камеры рабочим агентом.

На чертеже представлена схема устройства для подъема нефти или теплового воздействия на пласт.

Устройство не имеет движущихся частей и включает в себя: рабочую камеру 1, блок всасывающих клапанов 2, блок нагнетательных клапанов 3. К рабочей камере 1 подсоединены колонна труб для подачи рабочего агента в парообразном состоянии - паропровод 4 и колонна труб для прохода поднимаемой жидкости - выкидная линия 5, дополнительный клапан 6 и гидравлическое реле 7. Высокотемпературный агент в парообразном состоянии (например: водяной пар) поступает в рабочую камеру 1 по паропроводу 4 через быстроразъемное соединение 8 и дроссель 9.

Дополнительный клапан 6 имеет разъемное соединение для подсоединения трубы необходимой длины для доставки пара в нужное место забоя (на черт. не показано). При доставке пара в пласт выкидную линию 5 перекрывают на дневной поверхности с помощью штатного запорного устройства.

Для разогрева пласта (на чертеже не показан) перекрывают выкидную линию 5 на устье скважины (на чертеже не показано), после чего пар по паропроводу 4 через быстроразъемное соединение 8, дроссель 9, камеру 1 и дополнительный клапан 6 подают во внутрискважинное пространство (на черт. не показано) и далее в пласт.

Для откачки жидкости из забоя выкидную линию 5 открывают, дополнительный клапан 6 автоматически закрыт до следующей закачки рабочего агента в пласт, так как его настраивают для открытия при давлении выше давления открытия нагнетательных клапанов 3. Нагнетание пара в рабочую камеру 1 осуществляют по паропроводу 4 через быстроразъемное соединение 8, дроссель 9, при этом циклически выполняются три последовательных процесса: нагнетание, всасывание и рекуперация теплоты в жидкости.

Рабочий агент, поступающий в рабочую камеру 1, обменивается теплом с жидкостью, поступившей из забоя, до равновесной температуры, после чего в рабочей камере 1 образуется паровая фаза, и давление в камере растет до давления нагнетания, пар, расширяясь до давления в выкидной линии 5, совершает полезную работу по нагнетанию жидкости через нагнетательные клапаны 3 в выкидную линию 5 за счет упругих свойств пара. После нагнетания жидкости из рабочей камеры 1 гидравлическое реле 7 переходит в нормально открытое положение и гидравлически сообщает рабочую камеру 1 с забоем скважины (на черт. не показано), что приводит к резкому снижению давления в камере 1 и влечет нелинейное изменение и ограничение расхода пара через дроссель 9. В результате выравнивания давления в камере 1 и на забое скважины приемный клапан 2 типа обратного открывается, жидкая фаза продукции пласта из межтрубного пространства под действием гравитационных сил и пластового давления поступает в камеру 1 через приемный клапан 2 и реле 7. Дроссель 9 предназначен для нелинейного изменения и ограничения расхода подаваемого рабочего агента, поступающего в конденсационную камеру 1 при резком снижении давления при открытии гидравлического реле 7, что не позволяет компенсировать разряжение в камере 1 давлением нагнетаемого пара, а способствует его полной конденсации в результате тепло- и массообмена с пластовой жидкостью, что также содействует более интенсивному всасыванию продукции скважины из забоя и интенсификации тепло- и массообмена между паром и продукцией скважины. Время выдержки реле 7 в нормально открытом положении определяется объемом рабочей камеры 1 и временем заполнения камеры 1 жидкостью. После завершения процесса тепло- и массообмена между паром и жидкостью и одновременного заполнения камеры 1 пластовой жидкостью до установленного при настройке реле 7 уровня, реле 7 переходит в нормально закрытое положение, давление в камере 1 нелинейно растет за счет появления паровой фазы рабочего агента, происходит закрытие приемного клапана 2, давление пара после дросселя 9 нелинейно растет, давление в камере 1 достигает давления нагнетания и продукция через клапаны 3 и выкидную линию 5 поднимается на поверхность. После завершения процесса нагнетания и одновременного заполнения камеры 1 парообразным рабочим агентом до установленного при настройке реле 7 уровня, реле 7 переходит в нормально открытое положение. При дальнейшей и бесперебойной подаче пара по паропроводу в камеру 1 установка продолжит работать в автоматически продолжающемся циклическом режиме.

Для дополнительной закачки рабочего агента в пласт выкидную линию 5 перекрывают на устье, после чего пар по паропроводу 4 через быстроразъемное соединение 8, дроссель 9, камеру 1 и дополнительный клапан 6 подают во внутрис-кважинное пространство и далее в пласт. Для возобновления рабочего цикла подъема продукции скважины на дневную поверхность достаточно открыть выкидную линию 5. Любое переключение режимов работы устройства происходит без разгерметизации устья скважины.

Таким образом, предлагаемые способ и устройство для подъема нефти или теплового воздействия на пласт позволяют решить поставленную техническую задачу повышения эффективности использования скважин и оборудования при разработке залежей высоковязкой нефти и природных битумов тепловыми методами.

Сокращение эксплуатационных затрат достигается возможностью выполнения одним устройством в автоматическом режиме двух функций, - закачку пара в пласт и откачку продукции на дневную поверхность, в результате чего исключается необходимость проведения спускоподъемных операций для смены режимов работы и технологических операций.

Сокращение эксплуатационных затрат достигается также за счет повышения эксплуатационной надежности скважинного оборудования, а именно за счет увеличения продолжительности безотказной работы ввиду отсутствия в конструкции устройства:

- движущихся составных частей и интенсивного износа в результате трения в условиях повышенного содержания в откачиваемой жидкости твердых частиц;

- погружного электропривода и электрических частей, подверженных перегреву;

- штангового привода подверженного потере устойчивости и снижению циклической прочности в изогнутом профиле скважины;

- причин возникновения отказов оборудования в условиях возможности образования паровых пробок на забое.

Сокращение эксплуатационных затрат достигается также за счет рационального использования энергии рабочего агента, а именно за счет исключения случаев вынужденного проветривания скважины в отсутствие спускоподъемных операций, а также в основном за счет использования эффективных термодинамических процессов преобразования внешней и скрытой теплоты пара в полезную работу по подъему продукции скважины на дневную поверхность без механического привода.

При этом из стоимости эксплуатации исключаются трудозатраты на многократное производство подземных ремонтов, потери от недобора нефти при вынужденном простое на ремонт и сопутствующие траты на транспортировку и перемещение оборудования для проведения спускоподъемных операций, в результате повышается полезная отдача скважин и оборудования, а также улучшаются условия безопасного труда из-за отсутствия возможности неконтролируемого выброса пара.

Предлагаемое изобретение позволяет повысить эффективность использования скважин и оборудования при разработке залежей высоковязкой нефти и природных битумов тепловыми методами на основе сокращения эксплуатационных затрат путем автоматизации при постоянной закачке пара и расширения функциональности оборудования, увеличения времени безотказной работы скважинного оборудования за счет отказа от электромеханического привода, повышения уровня безопасности работы на скважине за счет исключения необходимости разгерметизации устья скважины, повышения КПД устройства за счет усовершенствования преобразования в полезную работу затрачиваемой на добычу нефти энергии путем более полного и рационального использования энергии пара.

1. Способ подъема нефти или теплового воздействия на пласт, включающий 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 приемные клапаны из внутрискважинного пространства, с периодическим нагнетанием рабочего агента через внутрискважинное пространство в пласт с отключением циклических подъема продукции пласта и отбора ее в рабочую камеру, отличающийся тем, что нагнетание рабочего агента в пласт производят с перекрытием на устье скважины колонны труб для прохода поднимаемой жидкости через рабочую камеру и дополнительный нагнетательный клапан, настроенный на давление настройки для открытия большее, чем давление настройки для открытия основного нагнетательного клапана, причем циклические подъемы продукции пласта и отборы ее в рабочую камеру осуществляют при постоянной подаче рабочего агента в камеру вытеснения через дроссель, обеспечивающий нелинейное изменение и ограничение расхода подаваемого рабочего агента, поступающего в конденсационную камеру, при открытии гидравлического реле для снижения давления в камере до давления на забое скважины и обеспечения поступления продукции пласта через всасывающий клапан в камеру.

2. Устройство для подъема нефти или теплового воздействия на пласт, содержащее камеру вытеснения, колонны труб для прохода поднимаемой жидкости и подачи высокотемпературного рабочего агента в парообразном состоянии, а также приемный клапан, сообщенный с внутрискважинным пространством, и основной нагнетательный клапан, сообщенный с колонной труб для прохода поднимаемой жидкости, отличающееся тем, что основной нагнетательный клапан настроен на давление открытия, которое определено расчетным давлением в колонне труб для подачи высокотемпературного рабочего агента за вычетом противодавления в колонне труб для прохода поднимаемой жидкости, а рабочая камера снабжена дополнительным клапаном, сообщенным с внутрискважинным пространством и выполненным с возможностью открытия при давлении, превосходящем давление настройки для открытия основного нагнетательного клапана, и гидравлическим реле, сообщенным с внутрискважинным пространством и выполненным с возможностью открытия при заполнении рабочей камеры рабочим агентом и закрытия при заполнении рабочей камеры продукцией пласта, а также дросселем, сообщенным с колонной труб для подачи рабочего агента и обеспечивающим нелинейное изменение и ограничение расхода подаваемого рабочего агента, поступающего в конденсационную камеру, при открытии гидравлического реле для обеспечения снижения давления в камере до давления на забое скважины и поступления продукции пласта через всасывающий клапан в камеру при непрерывной подаче рабочего агента в камеру, причем интервалы времени выдержки реле определены: в открытом положении - временем заполнения рабочей камеры продукцией пласта, в закрытом положении - временем заполнения камеры рабочим агентом.



 

Похожие патенты:

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.

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 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.

Изобретение относится к методам скважинной геотехнологии разработки залежей горючих сланцев с высоким выходом жидких углеводородов («сланцевой нефти»). Способ заключается в бурении на залежь горючих сланцев наклонно-направленных и вертикальных скважин, создании в них воспламененной зоны, сжигании части углеводородного сырья, прогреве залежи продуктами горения и отгонке сланцевого керогена в виде продуктов термической обработки горючих сланцев. При этом бурят серию непересекающихся наклонных скважин, направленных по сланцевой залежи, на дальний торец которых бурят розжиговые вертикально-направленные скважины, разжигают в них на забое горючий сланец и создают гидравлически связанные модули «наклонно-направленная и вертикально-направленная скважины». Буровые каналы по сланцу термически прорабатывают путем противоточного перемещения очага горения от розжиговой вертикально-направленной скважины к обсадке наклонно-направленной скважины и создают этим канал повышенной дренирующей способности. Головки вертикально-направленных и наклонно-направленных скважин размещают компактно на земной поверхности. Технический результат заключается в максимальном извлечении жидких фракций из горючих сланцев. 5 з.п. ф-лы, 2 ил.
Наверх