Способ получения углеводородов - нефти и газа и их количества

Авторы патента:


Способ получения углеводородов - нефти и газа и их количества

 


Владельцы патента RU 2513782:

Черных Николай Георгиевич (RU)

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 топливно-энергетической промышленности и направлено на решение практической проблемы, связанной с получением и добычей нефти и газа.

Известны три точки зрения на природу происхождения нефти. Одна - биогенная. Согласно ей нефть образовалась из останков животных или растений.

Вторая теория - абиогенная. Согласно ей нефть синтезируется из неорганических соединений (http//) [1].

Одна теория отличается от другой еще и продолжительностью процесса. Если нефть произошла из биоостанков, значит, на это ушли миллионы лет, а если в результате химических реакций - то в течение веков, а то и десятилетий. Стало быть, запасы возобновляются быстрее, чем принято считать [2].

Оказалось, что во многих давно открытых месторождениях добыто 150% сырья от ранее подсчитанных запасов, и оно все не кончается! На границе Грузии и Азербайджана есть два совсем крохотных месторождения, но они более 100 лет дают нефть. Такие примеры есть в Карпатах, Южной Америке, других местах.

Известны случаи, когда сочли месторождение истощенным и спустя несколько десятков лет оно «проснулось», запасы восстанавливаются, причем колоссальными темпами [2].

Известны труды Ч.Дрейк, Дж.Имбри. Дж.Кнаус, К.Турекиан в книге Океан сам по себе и для нас. - М.: «Прогресс», 1982 [6] с изложением таких материалов как:

микроэлементы, растворенные в океане, с.163;

круговорот химических веществ в океане, с.155-171;

главные течения в океане, с.112-130;

углеводороды, с.417-423.

Соленая вода большинства районов Мирового океана имеет удельный вес, равный 1,03. Известны труды Лыкова И.Ф. Гипотеза о направлении кливажа и трещин в массиве горных пород. - «Уголь», 1968, №2, с.10-15, и его монография «Кливаж и его влияние на характер обрушения пород».- М.:«Недра».1976, с.91-92,100-102 [3], в которых сделан вывод, что кливаж является главной трещиной в земной коре в меридиальном направлении с северо-восточным отклонением в пределах 15 градусов. Кливаж можно рассматривать как явление глобальное во взаимосвязи с магнитным полем Земли [4].

Третья теория - смешанная, согласно ей нефть образуется из морской воды здесь и сейчас, принята за прототип. Известна статья Н.Г.Черных «Когда и как образуется нефть и в каком количестве», из которой следует, что морская вода, включающая как органические, так и неорганические вещества, является источником образования углеводородов - нефти и газа в недрах земной коры, где под действием геотермических процессов образуется паросоленая смесь с выделением нефти, газа и воды, которые под действием образуемого избыточного давления мигрируют через кливажные трещины, заполняя пустоты в земной коре с выходом на поверхность, дно морей и океанов, при этом количество образуемых углеводородов прямо пропорционально количеству подземной пресной воды, вытекаемой из недр Земли на ее поверхность, дно морей и океанов и определяют как часть разницы веса морской воды в данном регионе с дистиллированной (пресной) [1].

Таким образом, все месторождения углеводородов на земном шаре, в том числе и в России, образовались в результате переработки морской соленой воды в природных геотермических условиях (бойлерах) при высоком давлении в недрах земной коры.

При термоградиенте 1°С через 32-33 метра в земной коре местом образования паросоленой смеси является глубина 3500 м и более при геодезическом перепаде давления от 300 МПа и более, не считая давления от образуемого пара при кипении, что способствует миграционным процессам как морской воды, так и ее образуемых компонентов, в частности углеводородов и пресной воды.

К недостаткам известных способов добычи углеводородов относится то, что отсутствует стабилизация нефтегазоотдачи. На завершающей стадии эксплуатации нефтегазоотдача стабилизируется на уровне ≈20% максимальной добычи [5].

В абсолютном исчислении этот максимум у разных месторождений неодинаков: на Самотлорском месторождении он составляет 155 млн т нефти в год, Ромашкиском - 82 млн т/год, Туймазинском - 15 млн т/год и Шебелинском - 50 млн м3 газа в год.

Стабилизация нефтегазоотдачи наступает после 3-4-х десятилетий эксплуатации месторождений, после чего наступает спад добычи на 80% через 40-50 лет эксплуатации до 20% или совсем прекращается [5].

При отсутствии стабилизации нефтегазобразования, непременном спаде добычи до уровня 20% максимальной, с вероятностью ее прекращения ведутся поиски новых месторождений с большими капитальными вложениями.

Целью изобретения является устранение указанных недостатков путем обеспечения стабилизации нефтегазобразования на необходимом уровне и образования искусственных месторождений и способа получения.

Поставленная цель достигается тем, что для исключения спада добычи или поддержания ее на необходимом уровне в отрабатываемое месторождение подают (закачивают) под давлением через дополнительно пробуренную или освободившуюся скважину морскую воду до точки кипения в недрах земной коры в количестве из расчета, что из 1 м3 закачиваемой морской воды получается ≈0,03 кг углеводородов.

Так же и при отсутствии природных месторождений углеводородов - нефти и газа - в какой-либо точке земного шара создают искусственные путем бурения специальных скважин до точки кипения в земной коре, одни для закачивания в них морской воды, другие для откачивания полученных углеводородов в недрах земной коры по мере их накопления в проницаемых породах, ловушках.

Так, например, для отслеживания добычи углеводородов в 1 млн т/год необходимо подавать в недра Земли ~ 3000 м3/ч морской воды постоянно в течение года на глубину 3500 м и более.

Как при бурении дополнительных скважин действующих месторождений, так и для специальных скважин для искусственных «месторождений» необходимо учитывать направление главного кливажа в недрах земной коры, при этом скважины располагают вдоль линии главного кливажа в данном или будущем месторождении, а допскважину располагают со стороны источника поступления морской воды.

На приведенной схеме способа получения углеводородов - нефти и газа и их количество - условно показаны прибрежная и удаленная часть суши относительно моря с расположением на берегу насосной станции 1, которая может быть как на уровне моря, так и углубленной и которая соединена с дополнительной скважиной, пробуренной до места образования паросоленой смеси.

Образуемый пар под действием образовавшегося давления, проходя через зоны конденсации, минерализации, превращается как в питьевую, так и в минеральную воду с выходом на поверхность Земли.

В местах образования нефти и газа пробурены скважины №2, №3. На схеме показаны условно три месторождения: в континентальном шельфе, в прибрежной части суши, в удаленной части суши в районе разлома земной коры с горообразованием.

Способ работает следующим образом.

При снижении темпов добычи нефти и газа, например в прибрежной части суши за счет спада нефтегазообразования, бурят дополнительные скважины для подачи морской воды как через насосную станцию, так и самотеком, что зависит от противодавления в месте очага образования паросоленой смеси.

Скважину №1 бурят на глубину, больше чем скважины №2,3, используя геодезический подпор столба воды в соотношении

H г 1 > H г 2 > H г 3 ,

где H г 1 - геодезическая высота скважины №1;

H r 2 - геодезическая высота скважины №2;

H г 3 - геодезическая высота скважины №3.

Скважины №1 и их точки бурения выбираются с учетом направления главного кливажа в данном месторождении.

В природную соленость морской воды, равную 35 кг/м3, для уменьшения общего объема ее перекачивания добавляют соль из соляных пластов, образовавшихся в результате испарения воды и образования соляных куполов [6], с.416.

Из статьи Черных Н.Г. «Когда и как образуется нефть и в каком количестве» [1]. Приведены данные о морской воде, что соленость составляет 3,5%, т.е. в каждом литре растворено 35 г солей (в основном хлорид натрия). В химическом составе морской воды углерода 0,0026 % по массе. Элементный состав нефти в среднем составляет при массе элементов кг/м3 соответственно: углерод - С - 0,026=85%; водород - Н - 0,0038=12,5%; сера - S - 0,00026=0.88%; азот - N - 0,000042=0,14%. Итого углеводороды 0,03 кг/м3, что является частью нефти в морской воде.

Таким образом, морская вода, подвергаясь геотермическим процессам в земной коре, через кипение переходит в пресную подземную воду, при этом с каждого 1 м3 формирует 0,03 кг нефти, что прямо пропорционально количеству получаемой и истекаемой подземной пресной воды из недр Земли в виде рек, родников, гейзеров как на поверхность Земли, так и в Мировой океан, что можно записать зависимостью

Qн=(VП.В.×m), т/с,

где Qн - количество нефти, кг/с;

VП.В. - объем подземной воды, истекаемой из недр Земли, м3/с;

m - масса нефти в морской воде, кг/м3

Пути миграции морской воды и образуемых компонентов преимущественно происходят по кливажу с северо-восточным отклонением от меридиана на 15° [3] и могут проникать, как те, так и другие, на большие расстояния в глубь материка под действием как силы притяжения (тяжести), так и под действием разности отметок поверхности морей и океанов в прибрежной части материков и создаваемого напора от действия океанических течений, например как течение Гольфстрим и другие [6].

Круговорот подземной воды есть результат переработки морской воды в геотермической среде земной коры, непрерывное выдавливание подземной воды на поверхность Земли, дно морей и океанов свидетельствует о непрерывном процессе образования углеводородов.

Литература

1. Черных Н.Г. «Когда и как образуется нефть и в каком количестве» - Журнал «Наука в нефтяной и газовой промышленности», октябрь-декабрь 2010, №4, с.15-21,

2. Писаренко Д. «Гадание на кофейной гуще», АиФ №40 (1405) от 03.10.2007 г.

3. Лыков И.Ф. «Кливаж и его влияние на характер обрушения пород». - М.: «Недра», 1976, с.91-92,100-102.

4. Кананович Э. Магнитное поле Земли. (http:/krugosvet.ru/articles/118/l011829/l011829al.htm)

5. Боренбаум А.А. «Научная революция в нефтегазообразовании». Уральский технологический журнал, 2009. №2 (68), с.16-29.

6. Ч. Дрейк, Дж. Имбри, Дж. Кноус, К. Турекиан. «Океан сам по себе и для нас». - М.: «Прогресс», 1982.

1. Способ получения углеводородов - нефти и газа и их количества, из морской воды, включающий месторождение углеводородов - нефти и газа, эксплуатационные скважины, отличающийся тем, что 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 углеводоров, что является частью нефти из морской воды, то же и в создаваемом искусственном «месторождении» путем бурения скважин до «бойлера», где через первые закачивают морскую воду; через последующие добывают углеводороды из недр земной коры по мере их накопления.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что скважины располагают с учетом направления главного кливажа в недрах земной коры в данном или создаваемом месторождении, при этом скважины для подачи морской воды располагают по линии простирания кливажа, со стороны источника поступления морской воды в «бойлер».

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в природную соленость морской воды, равную ≈35 кг/м3, искусственно добавляют морскую соль, увеличивают отдачу углеводородов в «бойлере».

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что количество углеводородов в «бойлере» получают прямо пропорционально количеству получаемой и истекаемой подземной пресной воды из недр Земли в виде рек, родников, гейзеров, как на поверхность Земли, так и в Мировой океан, при этом количество определяют зависимостью:
QН =(VП.В.× m), кг/с,
где QН - количество углеводородов - нефти, кг/с;
VП.В. - объем подземной воды, истекаемой из недр Земли, м3/с;
m - масса образуемой нефти из морской воды, кг/м3.

5. Способ по п.1 отличающийся тем, что в результате переработки морской воды в «бойлере» получают круговорот подземной воды с непрерывным выдавливанием подземной пресной воды на поверхность Земли.

6. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что от источника подачу морской воды осуществляют как через насосную станцию, так и самотеком, что зависит от противодавления в месте образования паросоленой смеси в «бойлере», при этом из водяного пара при миграции через зоны конденсации, минерализации получают как питьевую, так и минеральную воду с выходом на поверхность Земли.

7. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что источник поступления морской воды в недра Земли - бойлер определяют с учетом напора от океанических течений, разности отметок уровней моря, океана относительно прибрежной части материков - суши и силы тяжести - притяжения.



 

Похожие патенты:

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.

Изобретения относятся к нефтяной промышленности. Технический результат - увеличение извлечения углеводородов из подземного коллектора.

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.

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.

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.

Изобретение относится к области стимулирования добычи нефти с использованием смешиваюшегося ее вытеснения из пласта. Обеспечивает повышение эффективности и надежности системы вытеснения нефти. Сущность изобретений: система для добычи нефти из подземного пласта включает: источник смешивающегося растворителя, содержащего сероуглерод; устройство для получения эмульсии, предназначенное для производства эмульсии, содержащей указанный смешивающийся растворитель; устройство для хранения эмульсии, предназначенное для хранения по меньшей мере около 5000 галлонов эмульсии; первый ряд скважин, распределенных над пластом; второй ряд скважин, распределенных над пластом; средство для разрушения эмульсии, соединенное с устройством для хранения эмульсии и первым рядом скважин; в которой первый ряд скважин включает средство для закачки в пласт указанного смешивающегося растворителя, в то время как второй ряд скважин включает средство для добычи из пласта нефти. 9 з.п. ф-лы, 3 табл., 5 ил.

Изобретение относится к проблеме вовлечения в запасы газовой промышленности трудноизвлекаемых ресурсов природного газа низкопроницаемых плотных пород. Обеспечивает создание новой эффективной и экологически чистой технологии разработки газовых залежей в плотных низко проницаемых породах - песчаниках. Сущность изобретения: осуществляют бурение на месторождении вертикальных и горизонтальных скважин, в том числе с многоствольным окончанием, воздействуют через них на газовую залежь путем гидроразыва низкопроницаемых пород. Согласно изобретению бурят на газовую залежь вертикальную скважину, а на ее забой в залежи навигационно бурят по периферии вертикально-горизонтальные протяженные скважины и соединяют их в единую гидравлически связанную систему. После этого обеспечивают стадию стимулирования притока природного газа к необсаженным горизонтальным буровым каналам в залежи. Для этого в периферийные вертикально-горизонтальные скважины нагнетают насосами воду с ее стоком в вертикальную скважину. Эту скважину прикрывают и поднимают давление в горизонтальных буровых каналах до величины, превышающей горное давление вышележащих пород на этой глубине. Затем начинают нагнетать в вертикально-горизонтальные скважины воздух высокого давления, а вертикальную скважину открывают в атмосферу. Давление в горизонтальных буровых каналах снижают от максимального до минимального 0,1-0,2 МПа. Подобное пневмогидравлическое импульсное воздействие на залежь через горизонтальные буровые каналы повторяют многократно и стимулируют этим раскрытие микропор и микротрещин в зонах залежи, прилегающих к горизонтальным буровым каналам, а следовательно, приток природного газа к вновь созданным искусственным коллекторам. 6 з.п. ф-лы, 1 пр., 3 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: при разработке нефтяной залежи выполняют, по крайней мере, часть скважин с горизонтальными или наклонными стволами криволинейной формы. Проводят закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Работы проводят на участках, где коллектора имеют естественную трещиноватость, имеют толщину не более 5 м и расположены от водонасыщенного пласта менее 6 м. Горизонтальный ствол криволинейной формы проводят по криволинейной траектории с искривлением его по азимуту с интенсивностью до 4°/10 м и длиной, обеспечивающей пересечение направления трещиноватости под углом от 0 до 90 градусов. 1 пр.
Наверх