Система и способ добычи нефти и/или газа (варианты)



Система и способ добычи нефти и/или газа (варианты)
Система и способ добычи нефти и/или газа (варианты)
Система и способ добычи нефти и/или газа (варианты)
Система и способ добычи нефти и/или газа (варианты)
Система и способ добычи нефти и/или газа (варианты)
Система и способ добычи нефти и/или газа (варианты)
Система и способ добычи нефти и/или газа (варианты)
Система и способ добычи нефти и/или газа (варианты)

 


Владельцы патента RU 2510454:

ШЕЛЛ ИНТЕРНЭШНЛ РИСЕРЧ МААТСХАППИЙ Б.В. (NL)

Группа изобретений относится к системам и способам добычи нефти и/или газа с использованием методов повышения нефтеотдачи. Обеспечивает повышение эффективности решений на основе использования технологии смешивающегося вытеснения. Сущность изобретений: система добычи нефти и/или газа из подземного пласта содержит: первую скважину в пласте; механизм для закачивания в первую скважину смешивающейся композиции, повышающей нефтеотдачу; вторую скважину в пласте; механизм для добычи из второй скважины нефти и/или газа; при этом первая скважина и вторая скважина являются внутренней частью системы; множество барьерных скважин снаружи первой скважины и второй скважины и механизм для закачивания в барьерные скважины барьерного агента для вытеснения смешивающейся повышающей нефтеотдачу композиции и/или нефти или газа в пласте ко второй скважине для добычи из указанной второй скважины. 3 н. и 23 з.п. ф-лы, 8 ил.

 

Область техники, к которой относится изобретение

Настоящее изобретение относится к системам и способам добычи нефти и/или газа.

Уровень техники

Для повышения нефтеотдачи месторождений могут повсеместно использоваться методы повышения нефтеотдачи (МПНО). Наряду с традиционными способами добычи нефти для повышения нефтеотдачи коллектора могут быть использованы три основных типа МПНО: термический, реагентный/полимерный и газоинжекционный, с помощью которых можно продлить жизнь месторождения или повысить коэффициент нефтеотдачи.

Термически стимулируемая добыча осуществляется путем подачи к коллектору тепла. Наиболее широко распространенной формой является вытеснение нефти водяным паром, который снижает вязкость нефти до такой степени, что она приобретает способность течь в направлении добывающих скважин. Закачивание реагентов повышает отдачу благодаря ослаблению капиллярных сил, которые запирают остаточную нефть. Закачивание полимеров повышает эффективность вытеснения нефти закачиваемой водой. Закачивание смешивающейся среды действует подобно закачиванию реагентов. Благодаря закачиванию способной смешиваться с нефтью текучей среды создается возможность добывать запертую остаточную нефть.

Обратимся к фиг.1, на которой иллюстрируется система 100 существующего уровня техники. Система 100 включает в себя подземный пласт 102, подземный пласт 104, подземный пласт 106 и подземный пласт 108. На поверхности расположена добывающая установка 110. Скважина 112 пересекает пласты 102 и 104 и заканчивается в пласте 106. Один из участков пласта 106 обозначен позицией 114. Нефть и газ добываются из пласта 106 через скважину 112 в направлении к добывающей установке 110. Газ и жидкость разделяются, после чего газ хранится в газохранилище 116, а жидкость хранится в хранилище 118 для жидкости.

В патенте США №7225866 раскрыто, что образованный горючими сланцами пласт можно обрабатывать с помощью термического способа in situ. Из такого пласта можно добывать смесь углеводородов, H2 и/или пластовые флюиды. К пласту может подводиться тепло с целью повышения температуры какого-либо участка пласта до температуры пиролиза. Для нагрева пласта могут использоваться тепловые источники. Тепловые источники могут быть расположены внутри пласта в определенном порядке. Патент США №7225866 полностью включен в настоящую заявку в качестве ссылочного материала.

В публикации одновременно поданной патентной заявки США №2006/0254769, опубликованной 16 ноября 2006 года и имеющей регистрационный номер патентного поверенного ТН2616, раскрыта система, включающая механизм для извлечения из подземного пласта нефти и/или газа, которые содержат одно или более сернистых соединений; механизм для превращения по крайней мере части сернистых соединений из добытых нефти и/или газа в сероуглеродную композицию; и механизм для выпуска по крайней мере части сероуглеродной композиции в пласт. Публикация патентной заявки США №2006/0254769 полностью включена в настоящую заявку в качестве ссылочного материала.

В технике существует потребность в улучшенных системах и способах вторичной добычи нефти. При этом в технике существует потребность в улучшенных системах и способах вторичной добычи нефти с использованием растворителя, например путем снижения вязкости, эффекта реагентов и ввода смешивающихся веществ. Кроме того в технике существует потребность в улучшенных системах и способах для ввода смешивающихся растворителей.

Раскрытие изобретения

В одном из аспектов изобретения предлагается система для добычи нефти и/или газа из подземного пласта, включающая в себя первую скважину в пласте; механизм для закачивания в первую скважину смешивающейся, повышающей нефтеотдачу композиции; вторую скважину в пласте; механизм для добычи из второго пласта нефти и/или газа; где первый пласт и второй пласт включают в себя внутреннюю часть системы; некоторое множество барьерных скважин за пределами первой скважины и второй скважины; и механизм для закачивания в барьерные скважины барьерного агента.

В другом аспекте изобретения предлагается способ добычи нефти и/или газа, включающий закачивание в пласт сероуглеродной композиции через первую скважину; добычу нефти и/или газа из пласта через вторую скважину; и закачивание барьерного агента в пласт из множества барьерных скважин. В некоторых вариантах осуществления способ также включает извлечение из нефти и/или газа сероуглеродной композиции (в случае ее присутствия) и последующее закачивание в пласт по крайней мере части извлеченной сероуглеродной композиции.

В еще одном аспекте изобретения предлагается способ добычи нефти и/или газа, включающий закачивание в пласт смешивающейся, повышающей нефтеотдачу композиции через первую скважину; добычу нефти и/или газа из пласта через вторую скважину; и закачивание в пласт барьерного агента через барьерные скважины.

Преимущества изобретения включают одно или более из следующих:

Усовершенствованные системы и способы для повышения добычи углеводородов из пласта с помощью растворителя.

Усовершенствованные системы и способы для повышения добычи из пласта углеводородов с помощью текучей среды, содержащей смешивающийся растворитель.

Усовершенствованные композиции и/или способы для вторичной добычи углеводородов.

Усовершенствованные системы и способы повышения нефтеотдачи.

Усовершенствованные системы и способы повышения нефтеотдачи с использованием смешивающегося растворителя.

Усовершенствованные системы и способы повышения нефтеотдачи с использованием соединения, которое смешивается с нефтью в пласте.

Краткое описание чертежей

Фиг.1 - нефте- и/или газодобывающая система.

Фиг.2а - иллюстрация размещения скважин.

Фиг.2b и 2c - иллюстрация размещения скважин на фиг.2a в условиях процессов вторичной добычи нефти.

Фиг.3a-3c - иллюстрация нефте- и/или газодобывающих систем.

Фиг.4 - иллюстрация размещения скважин.

Осуществление изобретения

Фиг.2a:

Обратимся теперь к фиг.2a, которая иллюстрирует некоторые варианты осуществления массива 200 скважин. Массив 200 скважин включает в себя группу 202 скважин (обозначенную горизонтальными линиями) и группу 204 скважин (обозначенную диагональными линиями).

Массив 200 ограничивает эксплуатационный участок, заключенный в прямоугольник. Массив 200 ограничивает внутреннюю часть системы. За пределами массива 200 расположено множество барьерных скважин 250.

Каждая скважина из группы 202 скважин отстоит по горизонтали от соседней с ней скважины из группы 202 скважин на расстоянии 230. Каждая скважина из группы 202 скважин отстоит по вертикали от соседней с ней скважины из группы 202 скважин на расстоянии 232.

Каждая скважина из группы 204 скважин отстоит по горизонтали от соседней с ней скважиной из группы 204 скважин на расстоянии 236. Каждая скважина из группы 204 скважин отстоит по вертикали от соседней с ней скважиной из группы 204 скважин на расстоянии 238.

Как следует из фиг.2a, горизонтальное расстояние 230 и горизонтальное расстояние 236 предполагают расстояния слева направо на странице, а вертикальное расстояние 232 и вертикальное расстояние 238 предполагают расстояния сверху вниз на странице. На практике, массив может состоять из вертикальных скважин, которые перпендикулярны поверхности земли, горизонтальных скважин, которые параллельны поверхности земли, или скважин, которые наклонены к поверхности земли под некоторым углом, например под углом от 30 до 60°.

Каждая скважина в группе 202 скважин отстоит от соседних с ней скважин из группы 204 скважин на расстоянии 234. Каждая скважина в группе 204 скважин отстоит от соседних с ней скважин из группы 202 скважин на расстоянии 234.

В некоторых вариантах осуществления каждая скважина в группе 202 скважин окружена четырьмя скважинами из группы 204 скважин. В некоторых вариантах на расстоянии 238 осуществления каждая скважина в группе 204 скважин окружена четырьмя скважинами из группы 202 скважин.

В некоторых вариантах осуществления горизонтальное расстояние 230 составляет от примерно 5 до примерно 1000 м, или от примерно 10 до примерно 500 м, или от примерно 20 до примерно 250 м, или от примерно 30 до примерно 200 м, или от примерно 50 до примерно 150 м, или от примерно 90 до примерно 120 м, или примерно 100 м.

В некоторых вариантах осуществления вертикальное расстояние 232 составляет от примерно 5 до примерно 1000 м, или от примерно 10 до примерно 500 м, или от примерно 20 до примерно 250 м, или от примерно 30 до примерно 200 м, или от примерно 50 до примерно 150 м, или от примерно 90 до примерно 120 м, или примерно 100 м.

В некоторых вариантах осуществления горизонтальное расстояние 236 составляет от примерно 5 до примерно 1000 м, или от примерно 10 до примерно 500 м, или от примерно 20 до примерно 250 м, или от примерно 30 до примерно 200 м, или от примерно 50 до примерно 150 м, или от примерно 90 до примерно 120 м, или примерно 100 м.

В некоторых вариантах осуществления вертикальное расстояние 238 составляет от примерно 5 до примерно 1000 м, или от примерно 10 до примерно 500 м, или от примерно 20 до примерно 250 м, или от примерно 30 до примерно 200 м, или от примерно 50 до примерно 150 м, или от примерно 90 до примерно 120 м, или примерно 100 м.

В некоторых вариантах осуществления расстояние 234 составляет от примерно 5 до примерно 1000 м, или от примерно 10 до примерно 500 м, или от примерно 20 до примерно 250 м, или от примерно 30 до примерно 200 м, или от примерно 50 до примерно 150 м, или от примерно 90 до примерно 120 м, или примерно 100 м.

В некоторых вариантах осуществления массив 200 скважин может включать в себя от примерно 10 до примерно 1000 скважин, например от примерно 5 до примерно 500 скважин в группе 202 скважин и от примерно 5 до примерно 500 скважин в группе 204 скважин. В этой компоновке может быть размещено от примерно 2 до примерно 1000 барьерных скважин 250, например от примерно 5 до примерно 500 или от примерно 10 до примерно 200.

В некоторых вариантах осуществления массив 200 скважин представляется как вид сверху, где группа 202 скважин и группа 204 скважин являются вертикальными скважинами, распределенными на некотором участке земли. В некоторых вариантах осуществления массив 200 скважин представляется как вид в поперечном сечении, где группа 202 скважин и группа 204 скважин являются горизонтальными скважинами, распределенными внутри какого-либо пласта.

Добыча нефти и/или газа из подземного пласта с помощью массива 200 скважин может осуществляться любым известным способом. Подходящие способы включают в себя подводную добычу, поверхностную добычу, первичную, вторичную или третичную добычу. Выбор способа, применяемого для добычи нефти и/или газа из подземного пласта не является принципиальным.

Барьерное ограждение нефти и/или газа и/или агента для вторичной добычи нефти с помощью барьерных скважин 250 может осуществляться любым известным способом. Подходящие способы включают в себя закачивание в барьерные скважины 250 воды, пероксида, такого как пероксид водорода или раствор пероксида водорода в воде, диоксида углерода, природного газа или других газообразных или жидких углеводородов, азота, воздуха, рассола или других жидкостей или газов. В другом варианте осуществления барьерные скважины 250 могут использоваться для создания замороженного стенового барьера. Один из таких замороженных стеновых барьеров описан в патенте США №7,225,866, который полностью включен в настоящую заявку в качестве ссылочного материала. Выбор способа для барьерного ограждения нефти и/или газа и/или агента для вторичной добычи нефти с помощью барьерных скважин 250 не является принципиальным.

В некоторых вариантах осуществления нефть и/или газ могут выводиться из пласта в скважину и проходить далее по скважине и отходящему от скважины трубопроводу к какой-либо установке. В некоторых вариантах осуществления для усиления потока нефти и/или газа из пласта может использоваться вторичная добыча нефти с применением какого-либо агента, например водяного пара, воды, поверхностно-активного вещества, ввода полимера, и/или какого-либо смешивающегося агента, такого как сероуглеродная композиция или диоксид углерода.

В некоторых вариантах осуществления добываемые из пласта нефть и/или газ могут включать какое-либо сернистое соединение. Сернистым соединением могут быть сероводород, меркаптаны, отличные от сероводорода сульфиды и дисульфиды или гетероциклические соединения серы, например тиофены, бензотиофены или замещенные и конденсированные дибензотиофены или их смеси.

В некоторых вариантах осуществления сернистое соединение из пласта может быть превращено в сероуглеродную композицию. Превращение по крайней мере части сернистого соединения в сероуглеродную композицию может осуществляться любыми известными способами. Подходящие способы могут включать в себя реакцию окисления сернистого соединения до серы или диоксидов серы и реакцию серы и/или диоксида серы с углеродом и/или с каким-либо углеродсодержащим соединением, в результате которой образуется сероуглеродная композиция. Выбор способа превращения по крайней мере части сернистого соединения в сероуглеродную композицию не является принципиальным.

В некоторых вариантах осуществления подходящим смешивающимся агентом для вторичной добычи нефти может быть сероуглеродная композиция. Сероуглеродная композиция может включать в себя сероуглерод и/или производные сероуглерода, например тиокарбонаты, ксантаты и их смеси и, необязательно, одно или более из следующих соединений: сероводород, серу, диоксид углерода, углеводороды и их смеси.

Подходящий для некоторых вариантов осуществления способ получения сероуглеродной композиции раскрыт в поданной одновременно патентной заявке США №11/409,436, зарегистрированной 19 апреля 2006 года и имеющей регистрационный номер патентного поверенного ТН2616. Патентная заявка США №11/409,436 полностью включена в настоящую заявку в качестве ссылочного материала.

Фиг.2b:

Обратимся теперь к фиг.2b, на которой иллюстрируются некоторые варианты осуществления массива 200 скважин. Массив 200 скважин включает в себя группу 202 скважин (обозначенных горизонтальными линиями) и группу 204 скважин (обозначенных диагональными линиями). Вокруг массива 200 скважин расположены барьерные скважины 250.

В некоторых вариантах осуществления смешивающийся агент для вторичной добычи нефти закачивается в группу 204 скважин, а нефть добывается из группы 202 скважин. Как следует из иллюстрации, смешивающийся агент для вторичной добычи нефти имеет контур 208 нагнетания, а для группы 202 скважин действует контур 206 добычи нефти. В некоторых вариантах осуществления барьерный агент закачивается в барьерные скважины 250. Как следует из иллюстрации, барьерный агент имеет контур нагнетания вокруг каждой из барьерных скважин 250. Барьерный агент может применяться для вытеснения смешивающегося агента для вторичной добычи нефти и/или нефти и/или газа в направлении группы 202 добывающих скважин.

В некоторых вариантах осуществления смешивающийся агент для вторичной добычи нефти закачивается в группу 204 скважин, а нефть добывается из группы 202 скважин. Как следует из иллюстрации, смешивающийся агент для вторичной добычи нефти имеет контур 206 нагнетания, а для группы 204 скважин действует контур 208 добычи нефти. В некоторых вариантах осуществления барьерный агент закачивается в барьерные скважины 250. Как следует из иллюстрации, барьерный агент имеет контур нагнетания вокруг каждой из барьерных скважин 250. Барьерный агент может быть использован для вытеснения смешивающегося агента для вторичной добычи нефти и/или нефти и/или газа в направлении группы 204 добывающих скважин.

В некоторых вариантах осуществления группа 202 скважин может быть использована для закачивания смешивающегося агента для вторичной добычи нефти, а группа 204 скважин может быть использована для добычи нефти и/или газа из пласта в течение первого периода времени; после чего группа 204 скважин может быть использована для закачивания смешивающегося агента для вторичной добычи нефти, а группа 202 скважин может быть использована для добычи нефти и/или газа из пласта в течение второго периода времени, и при этом первый и второй периоды времени составляют определенный цикл.

В некоторых вариантах осуществления может быть проведено множество циклов, которые включают в себя поочередное выполнение группами 202 и 204 закачивания смешивающегося агента для вторичной добычи нефти и добычи нефти и/или газа из пласта, в процессе чего одна группа скважин является нагнетательной, а другая добывающей в течение первого периода времени, в то время как в течение второго периода времени функции этих групп переключаются.

В некоторых вариантах осуществления цикл может составлять от примерно 12 час до примерно 1 года, или от примерно 3 суток до примерно 6 месяцев, или от примерно 5 суток до примерно 3 месяцев. В некоторых вариантах осуществления каждый цикл может удлиняться во времени, например каждый цикл может быть на от примерно 5% до примерно 10% более долгим, чем предшествующий цикл, например на примерно 8% более долгим.

В некоторых вариантах осуществления смешивающийся агент для вторичной добычи нефти или смесь, содержащая смешивающийся агент для вторичной добычи нефти, может закачиваться в начале цикла, в то время как в конце цикла может закачиваться несмешивающийся агент для вторичной добычи нефти или смесь, содержащая несмешивающийся агент для вторичной добычи нефти. В некоторых вариантах осуществления начало цикла может составлять от первых 10 до примерно 80% цикла, или от первых 20 до примерно 60% цикла, или от первых 25 до примерно 40% цикла, а концом цикла может быть его оставшаяся часть.

В некоторых вариантах осуществления подходящими смешивающимися агентами для вторичной добычи нефти могут быть сероуглерод, сероводород, диоксид углерода, октан, пентан, сжиженный природный газ, алифатические C2-C6-углеводороды, азот, дизельное топливо, уайт-спириты, лигроин-растворитель, растворитель асфальта, керосин, ацетон, ксилол, трихлорэтан или смеси двух или более из них, или другие известные в технике агенты для вторичной добычи нефти. В некоторых вариантах осуществления подходящими смешивающимися агентами для вторичной добычи нефти являются агенты для вторичной добычи нефти, смешивающиеся при первом контакте или при множестве контактов с нефтью в пласте.

В некоторых вариантах осуществления подходящими несмешивающимися агентами для вторичной добычи нефти могут быть вода в газообразной или жидкой форме, воздух, смесь двух или более из них или другие известные в технике агенты для вторичной добычи нефти. В некоторых вариантах осуществления подходящими несмешивающимися агентами для вторичной добычи нефти являются агенты для вторичной добычи нефти, не смешивающиеся при первом контакте или при множестве контактов с нефтью в пласте.

В некоторых вариантах осуществления несмешивающийся агент для вторичной добычи нефти и/или смешивающийся агент для вторичной добычи нефти могут использоваться в качестве барьерного агента и закачиваться в барьерные скважины 250.

В некоторых вариантах осуществления закаченные в пласт несмешивающийся и/или смешивающийся агенты для вторичной добычи нефти могут извлекаться из добытой нефти и/или газа и повторно закачиваться в пласт.

В некоторых вариантах осуществления нефть, содержащаяся в пласте до закачивания каких-либо агентов для вторичной добычи нефти, имеет вязкость по меньшей мере примерно 100 спз, или по меньшей мере примерно 500 спз, или по меньшей мере примерно 1000 спз, или по меньшей мере примерно 2000 спз, или по меньшей мере примерно 5000 спз, или по меньшей мере примерно 10000 спз. В некоторых вариантах осуществления нефть, содержащаяся в пласте до закачивания каких-либо агентов для вторичной добычи нефти, имеет вязкость до примерно 5000000 спз, или до примерно 2000000 спз, или до примерно 1000000 спз, или до примерно 500000 спз.

Фиг.2c:

Обратимся теперь к фиг.2c, на которой иллюстрируются некоторые варианты осуществления массива 200 скважин. Массив 200 скважин включает в себя группу 202 скважин (обозначенную горизонтальными линиями) и группу 204 скважин (обозначенную диагональными линиями). За пределами массива 200 располагается множество барьерных скважин 250, образуя периметр вокруг массива 200.

В некоторых вариантах осуществления смешивающийся агент для вторичной добычи нефти закачивается в группу 204 скважин, а из группы 204 скважин добывается нефть. Как следует из иллюстрации, смешивающийся агент для вторичной добычи нефти имеет контур 208 нагнетания, который перекрывается с контуром 206 добычи нефти, который действует для группы 202 скважин. В некоторых вариантах осуществления барьерный агент закачивается в барьерные скважины 250. Как следует из иллюстрации, барьерный агент имеет контур нагнетания вокруг каждой из барьерных скважин 250. Барьерный агент может применяться для вытеснения смешивающегося агента для вторичной добычи нефти и/или нефти и/или газа в направлении группы 202 добывающих скважин. После некоторого достаточного периода времени контур нагнетания барьерного агента может перекрываться одним или более контуров: контуром 208 нагнетания и контуром 206 добычи нефти, вследствие чего агент для вторичной добычи нефти оказывается в пределах массива 200, и/или вследствие чего нефть и/или газ оказывается в пределах массива 200, и/или вследствие чего барьерный агент выводится к группе 202 скважин.

В некоторых вариантах осуществления смешивающийся агент для вторичной добычи нефти закачивается в группу 202 скважин, а нефть добывается из группы 204 скважин. Как следует из иллюстрации, смешивающийся агент для вторичной добычи нефти имеет контур 206 нагнетания, который перекрывается на участке 210 контуром 208 добычи нефти, действующим для группы 204 скважин. В некоторых вариантах осуществления барьерный агент закачивается в барьерные скважины 250. Как следует из иллюстрации, барьерный агент имеет контур нагнетания вокруг каждой из барьерных скважин 250. Барьерный агент может применяться для вытеснения смешивающегося агента для вторичной добычи нефти и/или нефти и/или газа в направлении группы 204 добывающих скважин. После некоторого достаточного периода времени контур нагнетания барьерного агента может перекрываться одним или более контуров: контуром 208 нагнетания и контуром 206 добычи нефти, вследствие чего агент для вторичной добычи нефти оказывается в пределах массива 200, и/или вследствие чего нефть и/или газ оказывается в пределах массива 200, и/или вследствие чего барьерный агент выводится к группе 204 скважин.

Выпуск по крайней мере части смешивающегося агента для вторичной добычи нефти и/или других жидкостей и/или газов может осуществляться любым известным способом. Одним из подходящих способов является закачивание смешивающейся [сероуглеродной], повышающей нефтеотдачу композиции в отдельный трубопровод в отдельной скважине с последующей выдержкой для впитывания сероуглеродной композиции и откачиванием по крайней мере части сероуглеродной композиции с газом и/или жидкостями. Другим подходящим способом является закачивание смешивающейся, повышающей нефтеотдачу композиции в первую скважину с последующим откачиванием по крайней мере части смешивающейся, повышающей нефтеотдачу композиции вместе с газом и/или жидкостями через вторую скважину. Выбор способа, применяемого для закачивания по крайней мере части смешивающейся, повышающей нефтеотдачу композиции и/или других жидкостей и/или газов не является принципиальным.

В некоторых вариантах осуществления смешивающаяся, повышающая нефтеотдачу композиция и/или другие жидкости и/или газы могут закачиваться в пласт под давлением в пределах до давления гидравлического разрыва пласта.

В некоторых вариантах осуществления смешивающаяся, повышающая нефтеотдачу композиция может быть смешана с нефтью или газом в пласте с образованием смеси, которая может быть выведена из скважины. В некоторых вариантах осуществления некоторое количество смешивающейся, повышающей нефтеотдачу композиции может быть закачано в скважину и вслед за ней закачан какой-либо другой компонент с целью продавливания композиции через пласт. Для продавливания смешивающейся, повышающей нефтеотдачу композиции вдоль пласта могут использоваться, например, воздух, вода в жидкой или газообразной форме, диоксид углерода, другие газы, другие жидкости и/или их смеси.

В некоторых вариантах осуществления смешивающаяся, повышающая нефтеотдачу композиция перед ее закачиванием в пласт может быть нагрета с целью снижения вязкости флюидов в пласте, например тяжелых нефтей, парафинов, асфальтенов и т.д.

В некоторых вариантах осуществления с целью снижения вязкости флюидов в пласте смешивающаяся, повышающая нефтеотдачу композиция может нагреваться и/или кипятиться, находясь внутри пласта, с использованием нагретого флюида или какого-либо нагревателя. В некоторых вариантах осуществления для нагрева и/или испарения смешивающейся, повышающей нефтеотдачу композиции в пласте может быть использована горячая вода и/или водяной пар.

В некоторых вариантах осуществления смешивающаяся, повышающая нефтеотдачу композиция может нагреваться и/или кипятиться, находясь внутри пласта, с использованием нагревателя. Один из подходящих нагревателей раскрыт в одновременно поданной патентной заявке Соединенных штатов №10/693,816, зарегистрированной 24 октября 2003 года и имеющей регистрационный номер патентного поверенного ТН2557. Заявка Соединенных штатов №10/693,816 полностью включена в настоящую заявку в качестве ссылочного материала.

Фиг.3a и 3b:

Обратимся теперь к фиг.3a и 3b, которые иллюстрируют некоторые варианты осуществления изобретения, касающиеся системы 300. Система 300 включает в себя подземный пласт 302, подземный пласт 304, подземный пласт 306 и подземный пласт 308. На поверхности расположена добывающая установка 310. Скважина 312 пересекает пласты 302 и 304 и имеет отверстия в пласте 306. Участки 314 пласта 306 могут быть в некоторых случаях разломлены и/или перфорированы. Во время первичной добычи нефть и газ из пласта 306 выводятся в участки 314, в скважину 312 и направляются к установке 310. Далее на установке 310 происходит разделение на газ, который направляется на блок газопереработки 316, и жидкость, которая направляется в хранилище 318 для жидкости. На установке 310 имеется также хранилище 330 для смешивающейся, повышающей нефтеотдачу композиции. Как следует из фиг.3a, смешивающаяся, повышающая нефтеотдачу композиция может закачиваться вниз по скважине 312, которая показана с помощью направленной вниз стрелки, и далее в пласт 306. Смешивающаяся, повышающая нефтеотдачу композиция может быть оставлена для впитывания в пласте на период времени от примерно 1 часа до примерно 15 суток, например от примерно 5 до примерно 50 час.

Для удержания смешивающейся, повышающей нефтеотдачу композиции между барьерной скважиной 350 и барьерной скважиной 360 барьерная скважина 350 имеет нагнетательный механизм 352, а барьерная скважина 360 нагнетательный механизм 362. Нагнетательные механизмы 352 и 362 могут использоваться для закачивания барьерного агента, например хладагента для создания замороженной стены, цемента, жидкой серы или какой-либо жидкости или газа таких как вода, пероксид, раствор пероксида, диоксид углерода, природный газ, другие C1-C15-углеводороды, азот или воздух.

После периода впитывания, как это показано на фиг.3b, смешивающаяся, повышающая нефтеотдачу композиция и нефть и/или газ возвращаются вверх по скважине 312 к установке 310. Установка 310 предназначена для разделения и/или рециркуляции смешивающейся, повышающей нефтеотдачу композиции, например путем кипячения композиции, сгущения, фильтрации или химической реакции с последующей повторной закачкой композиции в скважину 312, причем показанный на фиг.3a и 3b цикл впитывания повторяется от примерно 2 до примерно 5 раз.

В некоторых вариантах осуществления смешивающаяся, повышающая нефтеотдачу композиция может закачиваться в пласт 306 при давлении ниже давления гидравлического разлома пласта, составляющем, например, от примерно 40 до примерно 90% давления гидравлического разлома пласта.

В некоторых вариантах осуществления показанная на фиг.3a скважина 312 для закачки в пласт 306 может служить в качестве репрезентативной скважины из группы 202 скважин, а показанная на фиг.3b скважина 312 для добычи из пласта 306 может служить в качестве репрезентативной скважины из группы 204 скважин.

В некоторых вариантах осуществления показанная на фиг.3a скважина 312 для закачки в пласт 306 может служить в качестве репрезентативной скважины из группы 204 скважин, а показанная на фиг.3b скважина 312 для добычи из пласта 306 может служить в качестве репрезентативной скважины из группы 202 скважин.

Фиг.3c:

Обратимся теперь к фиг.3c, которая иллюстрирует некоторые варианты осуществления изобретения, касающиеся системы 400. Система 400 включает в себя подземный пласт 402, подземный пласт 404, подземный пласт 406 и подземный пласт 408. На поверхности расположена добывающая установка 410. Скважина 412 пересекает пласты 402 и 404 и имеет отверстия в пласте 406. Участки 414 могут быть в некоторых случаях разломлены и/или перфорированы. После вывода нефти и газа из пласта 406 они поступают в участки 414 и направляются вверх по скважине 412 к добывающей установке 410. Газ и жидкость могут разделяться, после чего газ может направляться в газохранилище 416, а жидкость может направляться в хранилище 418 для жидкости. На добывающей установке 410 может производиться и/или храниться смешивающаяся, повышающая нефтеотдачу композиция, которая может изготовляться и храниться в блоке 430 производства/хранения. Сероводород и/или другие серусодержащие соединения из пласта 412 могут направляться в блок 430 производства и хранения смешивающейся, повышающей нефтеотдачу композиции. Смешивающаяся, повышающая нефтеотдачу композиция закачивается вниз по скважине 432 к участкам 434 пласта 406. Смешивающаяся, повышающая нефтеотдачу композиция проходит через пласт 406 с целью облегчения добычи нефти и/или газа, после чего смешивающаяся, повышающая нефтеотдачу композиция вместе с нефтью и/или газом может быть выведена к скважине 412 и затем к добывающей установке 410. После этого смешивающаяся, повышающая нефтеотдачу композиция может быть направлена на рециркуляцию, с целью чего композицию подвергают, например, кипячению, сгущению, фильтрации или химической реакции с последующим повторным закачиванием композиции в скважину 432.

Для удержания смешивающейся, повышающей нефтеотдачу композиции между барьерной скважиной 450 и барьерной скважиной 460 барьерная скважина 450 имеет нагнетательный механизм 452, а барьерная скважина 460 нагнетательный механизм 462. Нагнетательные механизмы 452 и 462 могут использоваться для закачивания барьерного агента, например хладагента с целью создания замороженной стены, цемента, жидкой серы или какой-либо жидкости или газа таких как вода, пероксид, раствор пероксида, диоксид углерода, природный газ, другие C1-C15-углеводороды, азот или воздух, или их смеси.

В некоторых вариантах осуществления в скважину 432 может быть закачано некоторое количество смешивающейся, повышающей нефтеотдачу композиции или смешивающейся, повышающей нефтеотдачу композиции, смешанной с другими компонентами, и после этого закачан какой-либо другой компонент с целью продавливания смешивающейся, повышающей нефтеотдачу композиции или смешивающейся, повышающей нефтеотдачу композиции, смешанной с другими компонентами, через пласт 406, например, воздух, вода в газообразной или жидкой форме, диоксид углерода, другие газы, другие жидкости и/или их смеси.

В некоторых вариантах осуществления скважина 412 для добычи нефти и/или газа может служить в качестве репрезентативной скважины из группы 202 скважин, а скважина 432 для закачивания смешивающейся, повышающей нефтеотдачу композиции может служить в качестве репрезентативной скважины из группы 204 скважин.

В некоторых вариантах осуществления скважина 412 для добычи нефти и/или газа может служить в качестве репрезентативной скважины из группы 204 скважин, а скважина 432 для закачивания смешивающейся, повышающей нефтеотдачу композиции может служить в качестве репрезентативной скважины из группы 202 скважин.

Фиг.4:

Обратимся теперь к фиг.4, которая иллюстрирует некоторые варианты осуществления изобретения, касающиеся массива 500 скважин. Массив 500 скважин включает группу 502 скважин (обозначенную горизонтальными линиями) и группу 504 скважин (обозначенную диагональными линиями).

Массив 500 ограничивает эксплуатационный участок, заключенный в прямоугольник. Массив 200 ограничивает внутреннюю часть системы. За пределами массива 200 расположены внутренние барьерные скважины 550 и внешние барьерные скважины 552. Могут быть созданы и другие линии барьерных скважин (не показаны).

В некоторых вариантах осуществления барьерный агент может закачиваться во внутренние барьерные скважины 550 и во внешние барьерные скважины 552. В других вариантах осуществления барьерный агент может закачиваться во внешние барьерные скважины 552, а из внутренних барьерных скважин 550 могут выводиться барьерный агент, нефть и/или газ, и/или агент для вторичной добычи нефти.

Каждая скважина из группы 502 скважин отстоит по горизонтали от соседней с ней скважины из группы 502 скважин на расстоянии 530. Каждая скважина из группы 502 скважин отстоит по вертикали от соседней с ней скважины из группы 502 скважин на расстоянии 532.

Каждая скважина из группы 504 скважин отстоит по горизонтали от соседней с ней скважины из группы 504 скважин на расстоянии 536. Каждая скважина из группы 504 скважин отстоит по вертикали от соседней с ней скважины из группы 504 скважин на расстоянии 538.

Каждая скважина в группе 502 скважин отстоит от соседних с ней скважин из группы 504 скважин на расстоянии 534. Каждая скважина в группе 504 скважин отстоит от соседних с ней скважин из группы 502 скважин на расстоянии 534.

В некоторых вариантах осуществления каждая скважина в группе 502 скважин окружена четырьмя скважинами из группы 504 скважин. В некоторых вариантах осуществления каждая скважина в группе 504 скважин окружена четырьмя скважинами из группы 502 скважин.

Альтернативы:

В некоторых вариантах осуществления нефть и/или газ, добываемые из скважины 212 и/или 312, могут транспортироваться на какое-либо нефтеперерабатывающее предприятие и/или какую-либо обработочную установку. Нефть и/или газ могут перерабатываться с целью производства промышленных продуктов, таких как транспортные топлива (бензин и дизельное топливо), топливо для отопительных систем, смазочные материалы, химические реагенты и/или полимеры. Переработка может включать в себя перегонку и/или фракционную перегонку нефти и/или газа с целью получения одной или более дистиллятных фракций. В некоторых вариантах осуществления нефть и/или газ, и/или одна или более дистиллятных фракций могут быть подвергнуты одному или более из следующих процессов: каталитическому крекингу, гидрокрекингу, гидроочистке, коксованию, термическому крекингу, перегонке, реформингу, полимеризации, изомеризации, алкилированию, смешиванию различных фракций и депарафинизации.

Иллюстративные варианты осуществления

В одном из вариантов осуществления изобретения раскрыта система для добычи нефти и/или газа из подземного пласта, включающая в себя первую скважину в пласте; механизм для закачивания смешивающейся, повышающей нефтеотдачу композиции в первую скважину; вторую скважину в пласте; механизм для добычи нефти и/или газа из второй скважины; где первая скважина и вторая скважина заключают в себе внутреннюю часть системы; множество барьерных скважин за пределами первой скважины и второй скважины; и механизм для закачивания барьерного агента в барьерные скважины. В некоторых вариантах осуществления первая скважина находится на расстоянии от 10 м до 1 км от второй скважины. В некоторых вариантах осуществления пласт расположен вблизи большой массы воды. В некоторых вариантах осуществления система включает также механизм для закачивания в пласт несмешивающейся, повышающей нефтеотдачу композиции после выпуска в пласт смешивающейся, повышающей нефтеотдачу композиции. В некоторых вариантах осуществления система также включает смешивающуюся, повышающую нефтеотдачу композицию, выбранную из группы, состоящей из сероуглеродной композиции, сероводорода, диоксида углерода, октана, пентана, сжиженного природного газа, алифатических C2-C6-углеводородов, азота, дизельного топлива, уайт-спиритов, лигроина-растворителя, растворителя асфальта, керосина, ацетона, ксилола, трихлорэтана и их смесей. В некоторых вариантах осуществления система включает также несмешивающуюся, повышающую нефтеотдачу композицию, выбранную из группы, состоящей из воды в газообразной или жидкой форме, воздуха и их смесей. В некоторых вариантах осуществления система также включает первый массив скважин, включающий от 5 до 500 скважин, и второй массив скважин, включающий от 5 до 500 скважин. В некоторых вариантах осуществления система включает также смешивающуюся, повышающую нефтеотдачу композицию, содержащую сероуглеродную композицию. В некоторых вариантах осуществления система включает также механизм для вывода из пласта сероуглеродной композиции. В некоторых вариантах осуществления подземный пласт содержит в себе нефть, имеющую вязкость от 100 до 5000000 спз. В некоторых вариантах осуществления первая скважина имеет в пласте контур смешивающейся, повышающей нефтеотдачу композиции, а вторая скважина имеет в пласте нефтедобывающий контур и при этом в системе имеется перекрывание между контуром смешивающейся, повышающей нефтеотдачу композиции и нефтедобывающим контуром. В некоторых вариантах осуществления барьерный агент выбирается из группы, состоящей из хладагента, воды, рассола, пероксида, растворов пероксида, азота, воздуха, диоксида углерода, природного газа, других C1-C15-углеводородов и их смесей. В некоторых вариантах осуществления барьерный агент содержит воду. В некоторых вариантах осуществления из второй скважины выводится барьерный агент. В некоторых вариантах осуществления из второй скважины выводится барьерный агент, смешивающаяся, повышающая нефтеотдачу композиция и нефть и/или газ.

В одном из вариантов осуществления изобретения описан способ добычи нефти и/или газа, включающий закачивание сероуглеродной композиции через первую скважину; добычу нефти и/или газа из пласта через вторую скважину; и закачивание барьерного агента в пласт через множество барьерных скважин. В некоторых вариантах осуществления способ также включает извлечение сероуглеродной композиции из нефти и/или газа (если присутствует) с последующим закачиванием в пласт по крайней мере части извлеченной сероуглеродной композиции. В некоторых вариантах осуществления закачивание сероуглеродной композиции включает закачивание в пласт по крайней мере части сероуглеродной композиции в смеси с одним или более углеводородами; сернистыми соединениями отличными от сероуглерода; диоксидом углерода; оксидом углерода; или их смесями. В некоторых вариантах осуществления способ включает также нагрев сероуглеродной композиции перед закачиванием сероуглеродной композиции в пласт или во время ее нахождения внутри пласта. В некоторых вариантах осуществления сероуглеродная композиция закачивается под давлением на от 0 до 37000 кПа выше исходного давления в коллекторе, измеренном до начала закачивания сероуглерода. В некоторых вариантах осуществления подземный пласт обладает проницаемостью от 0,0001 до 15 Дарси, например проницаемостью от 0,001 до 1 Дарси. В некоторых вариантах осуществления нефть, содержащаяся в подземном пласте до закачивания сероуглеродной композиции, содержит серу в количестве от 0,5 до 5%, например от 1 до 3%. В некоторых вариантах осуществления способ также включает превращение по крайней мере части добытой нефти и/или газа в материал, выбранный из группы, состоящей из транспортных топлив, таких как бензин и дизельное топливо, топливо для отопительных систем, химические реагенты, смазочные материалы, химические реагенты и/или полимеры.

В одном из вариантов осуществления раскрыт способ добычи нефти и/или газа, включающий в себя закачивание в пласт смешивающейся, повышающей нефтеотдачу композиции через первую скважину; добычу нефти и/или газа из пласта через вторую скважину; и закачивание барьерного агента в пласт через множество барьерных скважин. В некоторых вариантах осуществления способ включает также закачивание в пласт несмешивающейся, повышающей нефтеотдачу композиции после закачивания смешивающейся, повышающей нефтеотдачу композиции с целью продавливания смешивающейся, повышающей нефтеотдачу композиции через пласт. В некоторых вариантах осуществления смешивающаяся, повышающая нефтеотдачу композиция содержит сероуглеродную композицию.

Для специалистов является очевидным, что возможны многочисленные модификации и варианты в рамках раскрытых вариантов осуществления изобретения, конфигураций, материалов и способов без отхода от их сути и объема. Соответственным образом, объем прилагаемой ниже формулы изобретения и ее функциональных эквивалентов не должен быть ограничен описанными и проиллюстрированными в заявке конкретными вариантами осуществления, которые по своей природе являются не более чем примерами.

1. Система добычи нефти и/или газа из подземного пласта, содержащая:
первую скважину в пласте;
механизм для закачивания в первую скважину смешивающейся композиции, повышающей нефтеотдачу;
вторую скважину в пласте;
механизм для добычи из второй скважины нефти и/или газа;
при этом первая скважина и вторая скважина являются внутренней частью системы;
множество барьерных скважин снаружи первой скважины и второй скважины; и
механизм для закачивания в барьерные скважины барьерного агента для вытеснения смешивающейся повышающей нефтеотдачу композиции и/или нефти или газа в пласте ко второй скважине для добычи из указанной второй скважины.

2. Система по п.1, в которой первая скважина находится на расстоянии от 10 м до 1 км от второй скважины.

3. Система по п.1 или 2, в которой подземный пласт расположен ниже массы воды.

4. Система по п.1, дополнительно содержащая механизм для закачивания в пласт несмешивающейся повышающей нефтеотдачу композиции после выпуска в пласт смешивающейся повышающей нефтеотдачу композиции.

5. Система по п.1, дополнительно содержащая смешивающуюся повышающую нефтеотдачу композицию, выбранную из группы, состоящей из сероуглеродной композиции, сероводорода, диоксида углерода, октана, пентана, сжиженного природного газа, алифатических C2-C6-углеводородов, азота, дизельного топлива, уайт-спиритов, лигроина-растворителя, растворителя асфальта, керосина, ацетона, ксилола, трихлорэтана и их смесей.

6. Система по п.1, дополнительно содержащая несмешивающуюся повышающую нефтеотдачу композицию, выбранную из группы, состоящей из воды в газообразной или жидкой форме, воздуха и их смесей.

7. Система по п.1, дополнительно содержащая первый массив скважин, включающий от 5 до 500 скважин, и второй массив скважин, включающий от 5 до 500 скважин.

8. Система по п.1, дополнительно содержащая смешивающуюся повышающую нефтеотдачу композицию, содержащую сероуглеродную композицию.

9. Система по п.1, дополнительно содержащая механизм для получения сероуглеродной композиции.

10. Система по п.1, в которой подземный пласт содержит нефть, имеющую вязкость от 100 до 5000000 сП.

11. Система по п.1, в которой первая скважина имеет в пласте профиль смешивающейся повышающей нефтеотдачу композиции, а вторая скважина имеет в пласте профиль добычи нефти, при этом профиль смешивающейся повышающей нефтеотдачу композиции и профиль добычи нефти перекрываются.

12. Система по п.1, в которой барьерный агент выбран из группы, состоящей из хладагента, воды, рассола, пероксида, растворов пероксида, азота, воздуха, диоксида углерода, природного газа, других C1-C15-углеводородов и их смесей.

13. Система по п.12, в которой барьерный агент содержит воду.

14. Система по п.1, в которой из второй скважины обеспечена возможность добычи барьерного агента.

15. Система по п.1, в которой из второй скважины обеспечена возможность добычи барьерного агента, смешивающейся повышающей нефтеотдачу композиции и нефти и/или газа.

16. Способ добычи нефти и/или газа, включающий:
закачивание в пласт сероуглеродной композиции через первую скважину;
добычу нефти и/или газа из пласта через вторую скважину; и
закачивание барьерного агента в пласт через множество барьерных скважин для вытеснения сероуглеродной композиции и/или нефти или газа через пласт для добычи из указанной второй скважины.

17. Способ по п.16, дополнительно включающий извлечение сероуглеродной композиции из нефти и/или газа при ее наличии и затем закачку в пласт по крайней мере части извлеченной сероуглеродной композиции.

18. Способ по п.16 или 17, в котором закачивание сероуглеродной композиции включает закачивание в пласт по крайней мере части сероуглеродной композиции в смеси с углеводородами; и/или сернистыми соединениями, отличными от сероуглерода; и/или диоксидом углерода; и/или оксидом углерода; и/или их смесями.

19. Способ по п.16, дополнительно включающий нагрев сероуглеродной композиции перед закачиванием сероуглеродной композиции в пласт или во время ее нахождения внутри пласта.

20. Способ по п.16, в котором сероуглеродную композицию закачивают под давлением, превосходящим исходное давление в коллекторе, измеренное до начала закачивания сероуглерода, на величину от 0 до 37000 кПа.

21. Способ по п.16, в котором подземный пласт обладает проницаемостью от 0,0001 до 15 Д, например от 0,001 до 1 Д.

22. Способ по п.16, в котором нефть, содержащаяся в подземном пласте до закачки сероуглеродной композиции, содержит серу в количестве от 0,5 до 5%, например от 1 до 3%.

23. Способ по п.16, дополнительно включающий превращение по крайней мере части добытой нефти и/или газа в материал, выбранный из группы, состоящей из транспортного топлива, такого как бензин и дизельное топливо, топлива для отопительных систем, смазочных материалов, химических реагентов и/или полимеров.

24. Способ добычи нефти и/или газа, включающий:
закачивание в пласт смешивающейся, повышающей нефтеотдачу композиции, через первую скважину;
добычу нефти и/или газа из пласта через вторую скважину; и
закачивание барьерного агента в пласт через множество барьерных скважин для вытеснения смешивающейся повышающей нефтеотдачу композиции и/или нефти или газа через пласт для добычи из указанной второй скважины.

25. Способ добычи по п.24, дополнительно включающий:
закачивание в пласт несмешивающейся повышающей нефтеотдачу композиции после закачивания смешивающейся повышающей нефтеотдачу композиции для продавливания смешивающейся повышающей нефтеотдачу композиции через пласт.

26. Способ по п.24 или 25, в котором смешивающаяся повышающая нефтеотдачу композиция содержит сероуглеродную композицию.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к способам вскрытия зоны пласта, прилегающей к скважине, для интенсификации притока пластового флюида.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений горизонтальными скважинами с применением гидравлического разрыва пласта.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с различным типом коллектора. Обеспечивает повышение нефтеотдачи и эффективности процесса вытеснения нефти.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - работоспособность в залежи с наклонным водонефтяным контактом, снижение процента обводненности добываемой продукции из пласта, исключение прорыва теплоносителя в добывающую скважину с одновременным снижением затрат на исключении строительства дополнительной нагнетательной скважины.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с применением разветвленных горизонтальных скважин. Сущность изобретения: осуществляют бурение вертикальных нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие горизонтальные скважины.

Изобретение относится к нефтяной отрасли, к области освоения скважин после окончания бурения при вводе в эксплуатацию. Обеспечивает повышение эффективности применяемых компоновок с устройствами - гидроструйными насосами при освоении скважин с низкопроницаемыми продуктивными пластами при добыче вязкой нефти.

Изобретение относится к методам-способам повышения дебитов добывающих скважин на нефтяных месторождениях. Технический результат направлен на повышение эффективности очистки нефтяной скважины за счет автоматического комплексного репрессионно-депрессионного воздействия на обрабатываемый пласт при обратной промывке скважины.

Группа изобретений относится к добыче углеводородов из подземных пластов гидратов, содержащих углеводороды. Обеспечивает повышение эффективности изобретений за счет предотвращения снижения объема добычи углеводородов.

Группа изобретений относится к способам и системам добычи и переработки углеводородов из множества подземных коллекторов и, конкретно, к добыче природного газа из обычных коллекторов и коллекторов, содержащих гидраты природного газа.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к способам разработки нефтяной залежи с применением газа и/или водогазовой смеси. Обеспечивает повышение коэффициента извлечения нефти.

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 нефтегазодобывающей промышленности, а именно к методам повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти и газа в нагнетательных добывающих нефтяных и газовых скважинах как с терригенными, так и с карбонатными коллекторами. Обеспечивается повышение эффективности способа за счет выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин с неоднородными пластами с наличием в них каналов с низкими фильтрационными сопротивлениями с одновременным улучшением режима работы добывающих скважин. Сущность изобретения: способ вытеснения нефти из пласта водогазовым воздействием с применением устьевых эжекторов характеризуется тем, что на линии инжекции нагнетательной скважины, связанной с затрубным пространством добывающей скважины или группы добывающих скважин на их кусте, устанавливают с заданным соотношением размеров сопла и диффузора устьевой эжектор, через который в трубное пространство насосно-компрессорных труб предварительно закачивают осадкообразующий состав, а затем воду для инжекции попутного газа и образования водогазовой смеси. При этом снижают давление в затрубном пространстве добывающей скважины. 4 з.п. ф-лы, 2 пр., 1 ил.

Изобретение относится к топливно-энергетической промышленности и направлено на решение проблемы, связанной с устойчивым получением и добычей углеводородов - нефти и газа, и определением их количества. Обеспечивает исключение спада добычи углеводородов и поддержание ее на необходимом уровне. Сущность изобретения: способ включает месторождение углеводородов - нефти и газа, эксплуатационные скважины. Согласно изобретению в отрабатываемое месторождение подают морскую воду через дополнительно пробуренную углубленную скважину до точки кипения в недрах земной коры - «бойлер», с учетом получения из 1 м3 закачиваемой морской воды приблизительно 0,03 кг углеводородов, что является частью нефти из морской воды. То же самое осуществляют и в создаваемом искусственном месторождении. Для этого предусматривают бурение скважин до «бойлера», где через одни скважины закачивают морскую воду, а через другие скважины добывают углеводороды из недр земной коры по мере их накопления. 6 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных залежей на поздней стадии, характеризующихся неоднородными коллекторами различной природы и, в частности, зонально неоднородными коллекторами с пластами различной проницаемости или трещинно-поровыми коллекторами. Обеспечивает увеличение нефтеотдачи пластов и сокращение объемов попутной воды, снижение затрат на осуществление способа, повышение эффективности разработки в целом, а также достижение интенсификации процесса разработки. Сущность изобретения: способ включает циклическое - нестационарное нагнетание агента через нагнетательные скважины, отбор флюидов через добывающие скважины, дополнительное адресное воздействие химреагентами на пласты через всю совокупность нагнетательных и добывающих скважин с выделением характерных участков, различающихся между собой геолого-физическими свойствами, текущим состоянием разработки и степенью выработки запасов. По способу выделяют опытный участок, на котором с использованием кернового материала определяют его среднюю проницаемость и рассчитывают средневзвешенные значения гидропроводности, пьезопроводности пласта в пределах этого участка, осуществляют фильтрационные исследования, нефтевытесняющие, стимулирующие или изолирующие свойства применяемых химреагентов. Длительность нагнетания агента в пределах этого участка определяют по аналитическому выражению с учетом расстояния от фронта нагнетания агента до области отбора флюидов, средней пьезопроводности пласта, его проницаемости, пористости, коэффициентов упругости породы и жидкости. Адресно определяют длительность нагнетания агента на каждом участке и алгоритм дальнейшей разработки выбранных участков на основании лабораторного обоснования и результатов гидродинамического моделирования технологий воздействия для конкретных условий выбранных участков. Затем осуществляют системно-адресное воздействие на каждом участке. 1 пр., 2 табл., 3 ил.

Изобретение относится к области разработки многопластовых нефтяных месторождений и может быть использовано в нефтегазовой промышленности. Обеспечивает упрощение и удешевление способа разработки многопластовой нефтяной залежи, повышение эффективности его применения в нефтяных залежах, сложенных продуктивными пластами с различными фильтрационно-емкостными свойствами, а также ускорение сроков разработки многопластового месторождения. Сущность изобретения: способ включает закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор пластовых флюидов через добывающие скважины, осуществление гидравлического разрыва пласта с получением эффективной трещины гидроразрыва. Согласно изобретению определяют проницаемость каждого продуктивного пласта, вскрытого скважиной. Классифицируют продуктивные пласты по проницаемости. В зависимости от проницаемости продуктивного пласта проводят перфорацию в добывающих и нагнетательных скважинах. Нагнетательные скважины пускают под закачку, а в добывающих скважинах проводят гидравлический разрыв во всех продуктивных пластах. При этом в продуктивных пластах с проницаемостью менее 10 мД проводят гидравлический разрыв с созданием трещин гидроразрыва с закрепленной полудлиной свыше 100 м и закрепленной шириной в продуктивной части от 1,5 до 3 мм. В продуктивных в пластах с проницаемостью свыше 100 мД проводят гидравлический разрыв с созданием трещин гидроразрыва с закрепленной полудлиной до 40 м и закрепленной шириной от 5 до 20 мм. В продуктивных пластах с проницаемостью от 10 до 100 мД проводят гидравлический разрыв с созданием трещин гидроразрыва с закрепленной полудлиной от 40 до 100 м и закрепленной шириной от 3 до 7 мм. 1 з.п. ф-лы, 3 пр., 4 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для закачки попутного нефтяного газа в пласт. Система содержит добывающую скважину, сепаратор, насос с электродвигателем, трубопровод для подачи воды, газовый трубопровод, смесительное устройство, нагнетательную скважину и пакер с вмонтированной трубой. Насос, электродвигатель и смесительное устройство размещены внутри нагнетательной скважины. Насос установлен под электродвигателем, который снабжен кожухом, соединенным с трубопроводом для подачи воды. Ниже смесителя над или под пакером дополнительно установлен дожимной насос. Дожимной насос может быть снабжен собственным электродвигателем. В качестве дожимного и/или основного насоса может быть использован центробежный насос, или насос объемного типа, или насос диагонального или осевого типа. Технический результат заключается в смешении воды с попутным газом внутри нагнетательной скважины, что позволяет избежать создания развитой инфраструктуры на поверхности, обеспечивает экологическую безопасность окружающей среды за счет исключения возможных выбросов газа в атмосферу. 4 з. п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке многопластовых нефтяных залежей, представленных слоисто-неоднородными коллекторами и, в том числе, слоисто-неоднородными нефтяными пластами с высокой расчлененностью. Обеспечивает повышение нефтеизвлечения из нефтяного пласта с послойной неоднородностью независимо от расположения высокопроницаемых пропластков по толщине нефтяного пласта. Сущность изобретения: способ включает разбуривание залежи по любой из известных сеток вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, выделение в залежи высокопроницаемых и низкопроницаемых пропластков и ликвидацию гидродинамической связи добывающей скважины с высокопроницаемым пропластком. Согласно изобретению бурят на всю толщину нефтяного пласта нагнетательные и добывающие скважины. В процессе отбора нефти контролируют дебит добывающих скважин и обводненность продукции. По каждой добывающей скважине при достижении минимально рентабельного дебита по нефти проводят геофизические исследования по определению текущей нефтенасыщенности. По результатам оценки текущей нефтенасыщенности выявляют предельно выработанные высокопроницаемые пропластки, текущая нефтенасыщенность которых максимально приближена к величине их остаточной нефтенасыщенности. Осуществляют ликвидацию гидродинамической связи добывающих скважин с выявленными в процессе эксплуатации скважин предельно выработанными пропластками. Затем бурят в добывающих скважинах боковые стволы в низкопроницаемых пропластках нефтяного пласта. При этом количество, длину и диаметр боковых стволов в каждой добывающей скважине определяют по геолого-гидродинамической модели, адаптированной к фактическим параметрам работы скважин, исходя из условий восстановления коэффициента продуктивности скважины по нефти, как минимум, до его начальной величины и увеличения коэффициента охвата воздействием нефтяного пласта. Осуществляют рассредоточение боковых стволов в низкопроницаемых пропластках нефтяного пласта в зависимости от месторасположения и количества предельно выработанных пропластков. 5 з.п. ф-лы, 2 табл., 7 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли. Обеспечивает повышение эффективности разработки залежи нефти в отложениях баженовской свиты. Сущность изобретения: по способу осуществляют бурение добывающих и нагнетательных скважин с осуществлением закачки в пласт метансодержащего газа, попутного нефтяного или природного, с реализацией последовательности технологических операций в чередующихся циклах, каждый из которых включает три этапа. На первом этапе в нагнетательную скважину закачивают газ в течение времени T1, за которое обеспечивают повышение пластового давления, растворение жидких углеводородов и высвобождение их из связанного состояния в керогенсодержащей матрице. На втором этапе нагнетательная и добывающие скважины после времени Т1 простаивают в течение времени (Т2-Т1) для дальнейшего растворения указанных углеводородов и выравнивания пластового давления, сопровождающегося дальнейшим проникновением газа в низкопроницаемую керогенсодержащую матрицу. Во время третьего этапа в эксплуатацию вводят добывающие скважины на период времени (Т3-Т2). После этого вновь начинают процесс закачки газа в нагнетательную скважину. Время T1 принимают равным около 1-3 месяцев, а продолжительность периода (Т2-Т1) устанавливают на основе промысловых исследований из условия максимизации накопленной добычи нефти добывающими скважинами к моменту времени Т2 . Момент времени Т3 соответствует моменту, когда дебит добывающей скважины по нефти достигает нерентабельного значения, например 3 т/сут. Добываемые растворенный и закачиваемый газы после сепарации обратно закачивают в пласт, что способствует сокращению поставок стороннего газа. 10 з.п. ф-лы,

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает увеличение дебитов нефти и продуктивности скважин. Сущность изобретения: способ включает разработку залежи системой вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, строительство дополнительных стволов из вертикальных скважин, закачку рабочего агента через дополнительные стволы нагнетательных скважин и отбор продукции через дополнительные стволы добывающих скважин. Согласно изобретению боковые стволы строят в виде горизонтально наклонных стволов с восходящими необсаженными забоями, в которых проводят гидроразрыв пласта с последующим вторичным вскрытием пласта обсаженного участка дополнительных стволов. При этом увеличивают площадь дренирования залежи за счет создания трещины в концевой части необсаженного ствола таким образом, что забойное давление распределяется равномерно вдоль наклонного ствола с обеспечением притока нефти из ствола с необсаженным стволом, а затем из созданной трещины в концевой части необсаженного ствола. 1 пр., 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли промышленности, а именно к способу доразработки истощенных залежей природных углеводородов. Обеспечивает возможность доизвлечения из пластов остаточных запасов газа, нефти и конденсата, а также водорода, кислорода и синтезируемых в пласте углеводородов за счет утилизации техногенного диоксида углерода. Сущность изобретения: по способу подготавливают залежь к доразработке, создают и/или используют по меньшей мере одну нагнетательную скважину для закачки в залежь по меньшей мере одного включающего диоксид углерода рабочего агента, используемого для получения водорода, кислорода, гомологов метана на основе выявленной каталитической реакции, а также доизвлечения оставшихся в пласте природных углеводородов. Закачивают по меньшей мере один содержащий диоксид углерода рабочий агент до достижения заданного пластового давления в залежи. Создают и/или используют по меньшей мере одну добывающую скважину. Начинают добычу пластовых флюидов после достижения заданного пластового давления в залежи. Из добытых пластовых флюидов выделяют воду, углеводороды, водород, кислород и диоксид углерода. Добытую воду и непрореагировавший диоксид углерода направляют по крайней мере в одну нагнетательную скважину для повторной закачки в залежь. 10 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 пр.
Наверх