Способ разработки нефтяного месторождения



Способ разработки нефтяного месторождения
Способ разработки нефтяного месторождения
Способ разработки нефтяного месторождения

 


Владельцы патента RU 2515662:

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

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяного месторождения с залежами вязкой или высоковязкой и сверхвязкой нефти, совпадающими полностью или частично в структурном плане. Обеспечивает повышение нефтеотдачи, темпов отбора нефти месторождения и экономию эксплуатационных затрат. Сущность изобретения: способ включает бурение на залежи сверхвязкой нефти горизонтальных пар скважин для проведения парогравитационного дренирования и бурение на залежи вязкой или высоковязкой нефти, расположенной ниже в структурном плане, горизонтальных добывающих скважин, закачку пара в нагнетательные скважины парогравитационного дренирования и горячей воды в нагнетательные скважины залежи вязкой или высоковязкой нефти, отбор продукции из добывающих скважин, разделение на устье нефти и воды и повторное использование данной воды. Отбираемую горячую воду из горизонтальных добывающих скважин залежи сверхвязкой нефти после отделения на устье от нефти закачивают через нагнетательные скважины в залежь вязкой или высоковязкой нефти, причем горизонтальный ствол каждой из этих нагнетательных скважин располагают между горизонтальными стволами двух добывающих скважин, расстояние между устьем добывающей скважины сверхвязкой нефти и нагнетательной скважины вязкой или высоковязкой нефти, а также промежуточного оборудования назначают из условия обеспечения потери температуры перекачиваемой воды не более чем на 10°C при любых климатических условиях данного региона, а отбираемую и отделенную в отстойнике от нефти воду из залежи вязкой или высоковязкой нефти подают в парогенератор, где производят процесс ее парообразования, отделения от примесей и доведения до степени сухости 0,6-0,8, и закачивают через горизонтальные нагнетательные скважины в залежь сверхвязкой нефти, формируя таким образом непрерывный цикл циркуляции воды для разработки двух объектов с применением тепла, при этом для обеспечения необходимых уровней компенсации отбора закачкой производят регулировку объемов закачки воды из отстойника, где нефть отделяют от воды после подъема продукции из залежи вязкой или высоковязкой нефти. 1 табл., 2 ил., 1 пр.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяного месторождения с залежами вязкой или высоковязкой и сверхвязкой нефти, совпадающими полностью или частично в структурном плане.

Известен способ разработки многопластового нефтяного месторождения, включающий разбуривание самостоятельными сетками скважин, расположенных друг под другом двух разных по сорту нефти пластов со вскрытием нижнего пласта, отбор жидкости из каждого пласта собственным фондом добывающих скважин. В добывающих скважинах, эксплуатирующих верхний пласт, насыщенный высоковязкой нефтью, перфорируют часть нижнего пласта, насыщенного низковязкой нефтью, и ведут отборы жидкости, представляющие смеси этих нефтей, в тех же добывающих скважинах, при этом перфорируемую толщину нижнего пласта определяют по специальной формуле (патент РФ №2103485, кл. Е21B 43/20, Е21B 43/14, опубл. 27.01.1998).

Недостатком известного способа является низкая нефтеотдача и низкие темпы отбора при разработке залежей вязкой или высоковязкой и/или сверхвязкой нефти. Не предусмотрены мероприятия по снижению вязкости таких нефтей, что снижает нефтеотдачу и темпы отбора.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки многопластовой залежи высоковязкой нефти, включающий бурение вертикальных скважин и парных горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательных скважин, нагнетание теплоносителя в скважины и отбор продукции скважин из добывающей скважины. При этом выделяют пласты, разделенные глинистыми пропластками, большей и меньшей толщины, размещают парные горизонтальные скважины в пластах большей толщины, а вертикальные сообщают с соответствующими пластами меньшей толщины, причем теплоноситель закачивают в парные горизонтальные скважины, а после прогрева соответствующего пласта отбирают продукцию пласта из добывающей скважины с отделением воды, которую после предварительного подогрева закачивают в вертикальные скважины с последующим отбором из них продукции соответствующих пластов, далее цикл повторяют (патент РФ №2386800, кл. Е21B 43/24, опубл. 20.04.2010 - прототип).

Недостатком известного способа является низкая нефтеотдача, низкие темпы отбора нефти, большие эксплуатационные затраты. Верхний пласт разрабатывается вертикальными скважинами, нефтеотдача которого оказывается намного меньше нижнего, разрабатываемого горизонтальными скважинами, несмотря на применение закачки пара. При этом практика показывает, что вязкость нефти верхних пластов выше нижних. При значительном расстоянии между пластами эта разница в вязкости еще выше. Например, пласт верхнепермской системы имеет сверхвязкую нефть (более 10000 мПа·с), ниже которого на 600-800 м расположен пласт среднекаменноугольной системы с высоковязкой нефтью (от 200 до 10000 мПа·с). Разработка таких пластов известным способом приведет к низкой нефтеотдаче и низким темпам отбора нефти.

В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи, темпов отбора нефти и экономии эксплуатационных затрат при разработке нефтяного месторождения с залежами вязкой или высоковязкой и сверхвязкой нефти.

Задача решается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения, включающего бурение на залежи сверхвязкой нефти горизонтальных пар скважин для проведения парогравитационного дренирования и бурение на залежи вязкой или высоковязкой нефти, расположенной ниже в структурном плане, горизонтальных добывающих скважин, закачку пара в нагнетательные скважины парогравитационного дренирования и горячей воды в нагнетательные скважины залежи вязкой или высоковязкой нефти, отбор продукции из добывающих скважин, разделение на устье нефти и воды и повторное использование данной воды, новым является то, что отбираемую горячую воду из горизонтальных добывающих скважин залежи сверхвязкой нефти после отделения на устье от нефти закачивают через нагнетательные скважины в залежь вязкой или высоковязкой нефти, причем горизонтальный ствол каждой из этих нагнетательных скважин располагают между горизонтальными стволами двух добывающих скважин, расстояние между устьем добывающей скважины сверхвязкой нефти и нагнетательной скважины вязкой или высоковязкой нефти, а также промежуточного оборудования назначают из условия обеспечения потери температуры перекачиваемой воды не более чем на 10°C при любых климатических условиях данного региона, а отбираемую и отделенную в отстойнике от нефти воду из залежи вязкой или высоковязкой нефти подают в парогенератор, где производят процесс ее парообразования, отделения от примесей и доведения до степени сухости 0,6-0,8, и закачивают через горизонтальные нагнетательные скважины в залежь сверхвязкой нефти, формируя таким образом непрерывный цикл циркуляции воды для разработки двух объектов с применением тепла, при этом для обеспечения необходимых уровней компенсации отбора закачкой производят регулировку объемов закачки воды из отстойника, где нефть отделяют от воды после подъема продукции из залежи вязкой или высоковязкой нефти.

Сущность изобретения

Согласно отечественной классификации нефтей по дифференциации по НДПИ (налог на добычу полезных ископаемых) выделяют вязкие нефти с вязкостью в пластовых условиях от 10 мПа·с до 200 мПа·с, высоковязкие нефти - от 200 мПа·с до 10000 мПа·с и сверхвязкие нефти с вязкостью в пластовых более 10000 мПа·с.

На темпы отбора нефти и нефтеотдачу нефтяного месторождения с залежами вязкой или высоковязкой и сверхвязкой нефти существенное влияние оказывает реализуемая система разработки и применение вытесняющих агентов. При этом общеизвестно, что наибольшее влияние на снижение вязкости нефти оказывает повышение ее температуры, а на охват - применение горизонтальных скважин. При разработке залежи сверхвязкой нефти способом парагравитационного дренирования добываемая продукция имеет температуру порядка 95-99°C. Повторное использование уже нагретой до такой температуры воды при разработке другого объекта с вязкой или высоковязкой нефью, расположенного ниже в структурном плане, значительно сокращает эксплуатационные затраты по сравнению со способом, при котором холодную воду нагревают на поверхности и закачивают в пласт. Существующие технические решения не в полной мере позволяют эффективно разрабатывать одновременно залежи вязкой или высоковязкой и сверхвязкой нефти. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи, темпов отбора нефти и экономии эксплуатационных затрат при разработке месторождения с залежами вязкой или высоковязкой и сверхвязкой нефти, совпадающими полностью или частично в структурном плане.

Задача решается следующим образом.

На фиг.1 и 2 приведены схемы реализации способа в профиле и в плане соответственно. Принятые обозначения: 1 - пласт сверхвязкой нефти, 2 - пласт вязкой или высоковязкой нефти, 3 -добывающая горизонтальная скважина парогравитационного дренирования, 4 - паронагнетательная горизонтальная скважина, 5 - нагнетательная горизонтальная скважина, 6, 6' - добывающие горизонтальные скважины, 7 - парогенератор, 8 - пакер паронагнетательной скважины, 9 - насос для добычи сверхвязкой нефти, 10 - узел отделения сверхвязкой нефти от воды, 11 - термоизолированная колонна насосно-компрессорных труб (НКТ) нагнетательной скважины, 12 - пакер нагнетательной скважины, 13 - насосы добывающих скважин 6, 6', 14 - узел отделения вязкой или высоковязкой нефти от воды (отстойник), L - расстояние между горизонтальными стволами добывающих скважин 6, 6' и нагнетательной 5.

Способ реализуют следующим образом.

На месторождении выделяют участок залежи с отложениями сверхвязкой нефти 1 (фиг.1, 2), где ниже в структурном плане расположен участок залежи с отложениями вязкой или высоковязкой нефти 2. На рассматриваемом участке бурят пару горизонтальных скважин 3 и 4 в отложениях 1 сверхвязкой нефти для проведения парогравитационного дренирования: добывающую 3 и нагнетательную 4. С той же площадки бурят 3 горизонтальные скважины в отложения 2 вязкой или высоковязкой нефти: одну нагнетательную 5 и две добывающие 6 и 6', причем горизонтальный ствол нагнетательной скважины 5 располагают между горизонтальными стволами двух добывающих скважин 6 и 6', что позволяет, согласно расчетам, эффективно вытеснять вязкую или высоковязкую нефть к горизонтальным добывающим скважинам 6 и 6'. Также горизонтальный ствол нагнетательной скважины 5 размещают ближе к подошве продуктивного пласта залежи 2, а горизонтальные стволы добывающих скважин 6 и 6' -ближе к кровле продуктивного пласта залежи 2, что снижает темпы обводнения горизонтальных скважин.

На площадке также размещают парогенератор 7, работающий на попутном нефтяном газе продукции скважин 3, 6 и 6' и все необходимое оборудование для отделения нефти от воды. При этом расстояние между устьями добывающей 3 и нагнетательной 5 скважин и промежуточного оборудования 10 должно обеспечивать потерю температуры перекачиваемой воды не более чем на 10°C при любых климатических условиях данного региона. При небольшом расстоянии между устьями скважин (20-30 м) и соответственно небольшой длиной трубопроводов обеспечивается сохранность температуры воды. Также расположение всех наземных узлов системы на одной площадке позволяет свести к минимуму затраты на обустройство и эксплуатационные затраты. Расчеты показали, что потеря тепла закачиваемой воды при подходе ее к устью скважины 5 менее чем на 10°C практически не влияет на темпы отбора нефти и нефтеотдачу, тогда как при потере тепла более 10°C темпы отбора нефти и нефтеотдача начинают снижаться значительными темпами.

Из парогенератора 7 в скважину 4 закачивают пар по колонне НКТ с установленным над кровлей пласта залежи 1 пакером 8 для предотвращения ухода пара в межтрубное пространство выше кровли пласта залежи 1. Пар поступает в пласт залежи 1 сверхвязкой нефти. Осуществляют процесс парогравитационного дренирования. Разогретая сверхвязкая нефть вместе с водой поступает в добывающую скважину 3 и поднимается на поверхность по НКТ насосом 9. Далее продукция скважины 3 поступает в узел 10, представляюй собой, например, делитель фаз или бак с ультрозвуковым генератором, структурирующим молекулы воды, что способствует быстрому разделению нефти и воды. Сверхвязкая нефть отделяется от воды. Попутно добываемый газ отправляют в парогенератор 7 в качестве топлива для обеспечения его работы. Горячую нефть с некоторым содержанием воды транспортируют для дальнейшей подготовки, а горячую воду закачивают через нагнетательную скважину 5 в пласт залежи 2 вязкой или высоковязкой нефти через термоизолированную НКТ 11 с установленным над кровлей пласта залежи 2 пакером 12 для предотвращения ухода горячей воды в межтрубное пространство выше кровли пласта залежи 2. Из межтрубного пространства нагнетательной скважины 5 от устья до пакера 12 откачивают воздух, создавая вакуум, что позволяет свести к минимуму потери тепла по стволу скважины до установленного пакера 12 закачиваемой горячей воды, т.к. вакуум не проводит тепло.

Горячая вода от нагнетательной скважины 5, поступая в пласт залежи 2 по системе трещин, разогревает блоки матрицы и соответственно вязкую или высоковязкую нефть, что способствует снижению его вязкости и лучшей фильтрации к забоям добывающих скважин 6. Насосами 13 по НКТ отбирают продукцию из скважин 6, которая затем поступает в узел 14 (например, отстойник), где вязкая или высоковязкая нефть отделяется от воды. Далее нефть из узла 14 отправляют для дальнейшей подготовки, попутно добываемый газ - в парогенератор 7 в качестве топлива для обеспечения его работы. Отделенную воду из узла 14 закачивают в парогенератор 7, где производят процесс ее парообразования, отделения от примесей и доведения до степени сухости 0,6-0,8. Расчеты показали, что данная степень сухости пара обеспечивает наиболее эффективный процесс парогравитационного дренирования. Полученный пар закачивают в паронагнетательную скважину 4. Таким образом происходит циркуляция воды для разработки двух объектов с применением тепла.

В процессе эксплуатации при излишке или недостатке воды или пара для обеспечения необходимых уровней компенсации отбора закачкой производят регулировку объемов закачки воды из отстойника 14, где нефть отделяют от воды после подъема продукции из пласта залежи 2 вязкой или высоковязкой нефти. На начальном этапе разработки при отсутствии воды в отстойнике 14 его заполняют привозимой автовозами пластовой водой того же карбонатного или терригенного коллектора, добываемой из соседних скважин.

Результатом внедрения данного способа является повышение степени нефтеизвлечения, темпов отбора нефти и экономия эксплуатационных затрат.

Пример конкретного выполнения способа.

На Ашальчинском месторождении выделяют участок залежи размерами 800×600 м с сверхвязкой нефтью уфимского яруса 1 (фиг.1, 2), где ниже в структурном плане расположен участок залежи турнейского яруса 2 с вязкой нефтью.

Массивная залежь сверхвязкой нефти уфимского яруса 1 представлена терригенным типом коллектора, залегает на глубине - 80 м, вязкость нефти в пластовых условиях - 27350 мПа·с, плотность нефти в пластовых условиях - 970 кг/м3, начальная пластовая температура - 8°C, начальное пластовое давление - 0,44 МПа, пористость - 0,320, проницаемость - 2660 мД, начальная нефтенасыщенность - 0,770, средняя нефтенасыщенная толщина - 17,5 м.

Массивная залежь вязкой нефти турнейского яруса 2 представлена карбонатным типом коллектора, залегает на глубине 1209,5 м, вязкость нефти в пластовых условиях 53,6 мПа·с, плотность нефти в пластовых условиях 897 кг/м3, начальная пластовая температура 23°C, начальное пластовое давление 11,2 МПа, пористость 0,119, проницаемость 12,1 мД, начальная нефтенасыщенность 0,690, средняя нефтенасыщенная толщина 18,1 м. Участки залежей представлены чисто нефтяной зоной.

На рассматриваемом участке бурят пару горизонтальных скважин 3 и 4 в уфимском ярусе 1 для проведения парогравитационного дренирования: добывающую 3 и нагнетательную 4 с расстоянием между горизонтальными стволами 10 м. В турнейском ярусе 2 с той же площадки бурят 3 горизонтальные скважины: одну нагнетательную 5 и две добывающие 6 и 6', причем горизонтальный ствол нагнетательной скважины 5 располагают между горизонтальными стволами двух добывающих скважин 6 и 6' с расстоянием L=200 м (фиг.2). Также горизонтальный ствол нагнетательной скважины 5 размещают ближе к подошве продуктивного пласта залежи 2, а горизонтальные стволы добывающих скважин 6 и 6' - ближе к кровле продуктивного пласта залежи 2.

На площадке также размещают парогенератор 7, работающий на попутном нефтяном газе продукции скважин 3, 6 и 6' и все необходимое оборудование для отделения нефти от воды. Расстояние между устьями добывающей 3 и нагнетательной 5 скважин и промежуточного оборудования 10 составило 12 м, потеря температуры перекачиваемой воды составляет 2-6°C (в зависимости от времени года). Общая длина площадки 25 м.

Из парогенератора 7 в скважину 4 закачивают пар с температурой 195°C по колонне НКТ с установленным над кровлей пласта залежи 1 пакером 8. Пар поступает в пласт 1 уфимского яруса. Осуществляют процесс парогравитационного дренирования. Разогретая сверхвязкая нефть с температурой 95-99°C, вязкость которой при такой температуре составляет в среднем 12 мПа·с, вместе с водой при той же температуре поступает из залежи 1 в добывающую скважину 3 и поднимается на поверхность по НКТ насосом 9. Далее продукция скважины 3 поступает в узел 10 (делитель фаз), где сверхвязкая нефть отделяется от воды. В процессе транспортировки происходит потеря тепла перекачиваемой жидкости. Горячую нефть с некоторым содержанием воды отправляют для дальнейшей подготовки, попутно добываемый газ в парогенератор 7 в качестве топлива для обеспечения его работы, а горячую воду с температурой 89-97°C закачивают через нагнетательную скважину 5 в пласт залежи 2 турнейского яруса через термоизолированную НКТ 11 с установленным над кровлей пласта залежи 2 пакером 12. Из межтрубного пространства нагнетательной скважины 5 от устья до пакера 12 откачивают воздух, создавая в нем вакуум.

Горячая вода с температурой 89-97°C от нагнетательной скважины 5, поступая в пласт залежи 2 по системе трещин, разогревает блоки матрицы и соответственно вязкую нефть карбонатного коллектора, что способствует снижению его вязкости в среднем до 8 мПа·с и соответственно лучшей фильтрации к забоям добывающих скважин 6 и 6'. Насосами 13 по НКТ отбирают продукцию из скважин 6 и 6', которая затем поступает в узел 14 (отстойник), где вязкая нефть отделяется от воды. Далее нефть из узла 14 отправляют для дальнейшей подготовки, попутно добываемый газ - в парогенератор 7 в качестве топлива для обеспечения его работы. Отделенную воду из узла 14 закачивают в парогенератог 7, где производят процесс ее парообразования, отделения от примесей и доведения до степени сухости в пределах от 0,6 до 0,8. Полученный пар с температурой 195°C закачивают в паронагнетательную скважину 4. Таким образом, происходит циркуляция воды для разработки двух объектов с применением тепла.

В процессе эксплуатации поддерживают уровень компенсации отбора закачкой 100%, при излишке или недостатке воды или пара, для обеспечения необходимых уровней компенсации отбора закачкой, производят регулировку объемов закачки воды из отстойника 14, где нефть отделяют от воды после подъема продукции из пласта 2 залежи вязкой нефти.

Аналогично разрабатывают всю залежь.

В таблице 1 приведены результаты расчетов по одному рассматриваемому участку:

- вариант 1 - по предлагаемому способу;

- вариант 2 - по способу, при котором добываемая из залежи сверхвязкой нефти 1 вода не используется для закачки в залежь вязкой нефти 2, а закачивается попутно добываемая (холодная) с того же пласта залежи 2;

- вариант 3 - отличающийся от варианта 2 тем, что попутно добываемую из залежи 2 воду нагревают на поверхности и затем закачивают в этот же пласт.

Срок разработки ограничили 98% обводнения продукции скважин или минимально рентабельным дебитом нефти 0,5 т/сут. В результате, по всем вариантам, по уфимскому ярусу за время разработки, которое составило 41 год, было добыто 189 тыс.т. нефти, КИН составил 0,210 доли ед., общие затраты - 1042 млн. руб., чистый дисконтированный доход (ЧДД) - 42 млн. руб. Способ разработки данного объекта во всех вариантах одинаков.

По турнейскому ярусу за время разработки по предлагаемому способу (вариант 1) было отобрано 206 тыс.т. нефти за 41 год, КИН составил 0,322 доли ед., общие затраты -603 млн. руб., ЧДД - 84 млн. руб. При разработке согласно варианту 2 было добыто на 52 тыс.т. нефти меньше по сравнению с предлагаемым способом, сроки разработки увеличились на 13 лет, КИН был получен на 0,108 доли ед. меньше, а общие затраты больше на 130 млн. руб. (из которых 93,1% - эксплуатационные затраты в связи с большими сроками разработки), ЧДД меньше на 33 млн. руб. При разработке согласно варианту 3 было добыто такое же количество нефти и за такой же срок, что и в предлагаемом способе, однако общие затраты оказались больше на 272 млн. руб. (из которых 99,3% - эксплуатационные затраты на нагрев закачиваемой воды), ЧДД меньше на 77 млн. руб.

Таким образом, за счет применения предлагаемого способа удалось повысить темпы отбора, увеличить конечный КИН в целом по участку на 0,028 и снизить общие затраты на 130 млн. руб. по сравнению с разработкой турнейского яруса с закачкой холодной воды и на 272 млн. руб. по сравнению с закачкой горячей воды, нагреваемой на поверхности.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи, темпов отбора нефти и экономии эксплуатационных затрат.

Способ разработки нефтяного месторождения, включающий бурение на залежи сверхвязкой нефти горизонтальных пар скважин для проведения парогравитационного дренирования и бурение на залежи вязкой или высоковязкой нефти, расположенной ниже в структурном плане, горизонтальных добывающих скважин, закачку пара в нагнетательные скважины парогравитационного дренирования и горячей воды в нагнетательные скважины залежи вязкой или высоковязкой нефти, отбор продукции из добывающих скважин, разделение на устье нефти и воды и повторное использование данной воды, отличающийся тем, что отбираемую горячую воду из горизонтальных добывающих скважин залежи сверхвязкой нефти после отделения на устье от нефти закачивают через нагнетательные скважины в залежь вязкой или высоковязкой нефти, причем горизонтальный ствол каждой из этих нагнетательных скважин располагают между горизонтальными стволами двух добывающих скважин, расстояние между устьем добывающей скважины сверхвязкой нефти и нагнетательной скважины вязкой или высоковязкой нефти, а также промежуточного оборудования назначают из условия обеспечения потери температуры перекачиваемой воды не более чем на 10°С при любых климатических условиях данного региона, а отбираемую и отделенную в отстойнике от нефти воду из залежи вязкой или высоковязкой нефти подают в парогенератор, где производят процесс ее парообразования, отделения от примесей и доведения до степени сухости 0,6-0,8, и закачивают через горизонтальные нагнетательные скважины в залежь сверхвязкой нефти, формируя таким образом непрерывный цикл циркуляции воды для разработки двух объектов с применением тепла, при этом для обеспечения необходимых уровней компенсации отбора закачкой производят регулировку объемов закачки воды из отстойника, где нефть отделяют от воды после подъема продукции из залежи вязкой или высоковязкой нефти.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области электротехнологии в нефтедобывающей промышленности, может быть использовано для очистки эксплуатационных колонн, скважин от парафиновых и других отложений.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки залежей высоковязкой нефти горизонтальными скважинами. При осуществлении способа используют как минимум две пары непрерывных горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим, осуществляют закачку теплоносителя через верхние горизонтальные нагнетательные скважины, одновременный отбор высоковязкой нефти через нижние горизонтальные добывающие скважины.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи, увеличение охвата пласта воздействием за счет равномерного распространения зоны прогрева пласта.

Группа изобретений относится к скважинному парогенератору. Устройство может включать в себя секцию введения, секцию сжигания и секцию парообразования.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение коэффициента нефтеизвлечения продуктивного пласта и снижение скорости обводнения продукции добывающих скважин при разработке залежей вязкой нефти или битума массивного или структурно-литологического типов.

Изобретение относится к методам скважинной геотехнологии разработки залежей горючих сланцев с высоким выходом жидких углеводородов («сланцевой нефти»). Способ заключается в бурении на залежь горючих сланцев наклонно-направленных и вертикальных скважин, создании в них воспламененной зоны, сжигании части углеводородного сырья, прогреве залежи продуктами горения и отгонке сланцевого керогена в виде продуктов термической обработки горючих сланцев.

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

Изобретение относится к горнодобывающей промышленности и может быть использовано для наиболее полного извлечения всех видов нефтей и газов и других полезных ископаемых с применением мощного лазерного излучения для их добычи.
Изобретение относится к горнодобывающей области и касается процессов восстановления дебита нефтяных и газоконденсатных скважин. Технический результат - повышение эффективности воздействия на продуктивный пласт в прискважинной зоне и на расстоянии до 50 м от скважинысведение в единый процесс всех воздействий, сокращение времени и трудозотрат.

Предложение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - увеличение эффективности вытеснения вязких нефтей и битумов, в том числе путем увеличения охвата пласта агентом воздействия, получение дополнительной добычи вязких нефтей и битумов за счет последовательной отработки всего пласта с одновременным снижением затрат и упрощением строительства горизонтальных скважин.

Изобретение относится к нефтяной промышленности - области добычи нефти тепловыми методами и может быть использовано для добычи высоковязкой нефти или битума из вертикальной скважины с применением метода парогравитационного дренажа. Обеспечивает повышение эффективности добычи высоковязкой нефти или битума из вертикальных скважин с применением метода парогравитационного дренажа. Сущность изобретения: способ включает строительство вертикальной скважины с верхним и нижним интервалами сообщения с пластом, разделение интервалов сообщения, закачку высокотемпературного пара в верхний интервал и отбор продукции из нижнего интервала сообщения. Согласно изобретению вертикальную скважину строят в два этапа. На первом этапе цементируют обсадную колонну до кровли пласта, а на втором - спускают хвостовик с компенсатором тепловых расширений, герметично взаимодействующим с обсадной колонной, и двумя интервалами сообщения с пластом, выполненными в виде соответствующих верхнего и нижнего фильтров с расположенным между ними местом для пакера. Верхний фильтр размещают ближе к кровле пласта, а нижний фильтр - ближе к его подошве. Через верхний и нижний фильтры хвостовика подают через скважину пар с температурой порядка 200°C в пласт и прогревают его вокруг этой скважины. После прогрева пласта прекращают подачу пара и скважину останавливают на термокапиллярную пропитку пласта. Подачу пара возобновляют после спуска колонны труб с пакером через верхний фильтр до образования в верхней части пласта паровой камеры. При этом закачку высокотемпературного пара в верхний интервал производят по межтрубному пространству скважины, а отбор продукции - по колонне труб. 1 ил.

Изобретение относится к горному делу и может применяться для разработки газогидратных залежей, тепловой обработки призабойной зоны скважины и восстановления гидравлической связи пласта со скважиной. Устройство для тепловой обработки газогидратных залежей содержит два корпуса нагревателя, водоподающую систему, включающую выпускные клапаны во втором корпусе. Устройство дополнительно содержит насосно-компрессорные трубы (НКТ), соединенные с водоподающей трубой с насосом и емкостью с водой, термостойкий пакер, расположенный над корпусами, регулятор напряжения, распределитель, по оси которого установлен узел сопряжения НКТ, с трубчатой диэлектрической вставкой и переходником с отверстием, соосным с отверстием трубчатой вставки. При этом верхняя часть токовода соединена с жилами силового кабеля через переходник. Второй корпус выполнен с выпускными клапанами в его верхней части, заполнен рабочей жидкостью и установлен снаружи первого корпуса, выполненного герметичным. В первом корпусе установлены диски-электроды с перфорацией, а на центральном трубчатом тоководе в межэлектродных интервалах за пределами термостойких изоляторов установлены нулевые электроды. Диски-электроды жестко связаны с центральным тоководом и изолированы термостойкими изоляторами от первого корпуса нагревателя, заполненного токопроводящей жидкостью. Первый корпус дополнительно снабжен датчиками давления и уровня, аварийным клапаном давления, и верхним и нижним проходными изоляторами. При этом термостойкий пакер установлен между распределителем и вторым корпусом, а НКТ соединены с первым корпусом через второй. Техническим результатом является повышение интенсивности тепловой обработки пласта газогидратов, расширение возможностей устройства. 3 ил.

Изобретение относится к горнодобывающей промышленности и может быть использовано для разработки месторождений. Обеспечивает наиболее полное извлечение из месторождений высоковязких и других нефтей, битумов, сланцевых нефтей, газоконденсатов, сланцевых и природных газов, а также для газификации углей и разработки других полезных ископаемых. Сущность изобретения: по способу через скважины, пробуренные на месторождениях, осуществляют нагнетание различных рабочих жидкостей при различных давлениях закачки в пласты, размещают в них твердые электроды, подают к ним переменный ток, зажигают электрические дуги между твердыми электродами двух соседних скважин при наличии в нефтегазовых пластах естественных слоев с электропроводными свойствами. В качестве рабочей жидкости нагнетают жидкость с электропроводными свойствами, искусственно создают после ее нагнетания зоны, обладающие свойствами электропроводности. Подключают в цепь электроды из рабочей жидкости с электропроводными свойствами, затем повышают напряжение в нагревательных скважинах, осуществляют разогрев и получают по ним пробой между подключенными соседними нагревательными скважинами, зажигают электрические дуги и обрабатывают их плазмой месторождения полезных ископаемых. На новых месторождениях нагревательные скважины обсаживают стеклопластиковыми трубами с электроизоляционными свойствами и располагают их на заданном расстоянии друг от друга. Добывающие скважины размещают между нагревательными скважинами. На эксплуатирующихся месторождениях бурят дополнительные нагревательные скважины. Их стенки не закрепляют обсадными трубами в пределах пластов, многократно разбуривают нагревательные скважины и увеличивают по мере необходимости их диаметры для улучшения фильтрации. После проведения полного цикла обработок пластов осуществляют ротацию нагревательных скважин для использования их в качестве добывающих. При наличии свиты из многих пластов многократно обрабатывают внутрипластовые пространства плазмой электрических дуг одного или нескольких выше или ниже расположенных ближайших соседних пластов в свитах или расположенных внутри свит на близком расстоянии от пластов водоносных горизонтов подземных вод. При этом изменяют напряженно-деформированное состояние других рядом расположенных выше или ниже ближайших пластов в свите и снижают горное давление на них. Многократно нагнетают через определенные временные интервалы рабочую жидкость с электропроводными свойствами в искусственно созданные ранее слои, зоны и области с электропроводными свойствами в пластах или в расположенные рядом с ними водоносные горизонты подземных вод. Поддерживают внутрипластовое давление на месторождениях, для чего одновременно зажигают электрические дуги либо между определенными соседними нагревательными скважинами, либо между всеми нагревательными скважинами на месторождениях. 1 ил.

Группа изобретений относится к способам и системам, предназначенным для добычи углеводородов, водорода и/или других продуктов из различных подземных пластов. Система тепловой обработки внутри пласта для добычи углеводородов из подземного пласта содержит саморегулирующийся ядерный реактор, трубопровод, по меньшей мере, частично расположенный в активной зоне саморегулирующегося ядерного реактора, с первой теплообменной средой, циркулирующей через трубопровод, и теплообменник, через который проходит указанная первая теплообменная среда и нагревает вторую теплообменную среду. При этом вторая теплообменная среда используется для повышения температуры, по меньшей мере, части пласта выше температуры, при которой происходит мобилизация флюида, легкий крекинг и/или пиролиз углеводородсодержащего материала, с тем, чтобы в пласте образовывались мобилизованные флюиды, флюиды легкого крекинга и/или флюиды пиролиза. Причем саморегулирующийся ядерный реактор выполнен с возможностью регулирования его температуры путем регулировки давления водорода, подаваемого в саморегулирующийся ядерный реактор. При этом указанное давление регулируется на основе пластовых условий. Техническим результатом является снижение количества энергии, требуемой для добычи продуктов из подземных пластов. 2 н. и 8 з.п. ф-лы, 8 ил.

Изобретение относится к системам и способам для обработки подземного пласта. Система термической обработки in situ для добычи углеводородов из подземного пласта, содержит саморегулирующийся ядерный реактор; систему труб, по меньшей мере, частично расположенную в активной зоне саморегулирующегося ядерного реактора, с первым теплоносителем, циркулирующим через систему труб и теплообменник. Теплообменник предназначен для прохождения через него первого теплоносителя для нагрева второго теплоносителя. При этом второй теплоноситель предназначен для повышения температуры, по меньшей мере, части пласта выше температуры, обеспечивающей образование подвижного флюида, легкий крекинг и/или пиролиз углеводородсодержащего материала, приводящих к образованию в пласте подвижных флюидов, флюидов, являющихся результатом легкого крекинга, и/или флюидов, являющихся результатом пиролиза. Причем поступление тепла в, по меньшей мере, часть пласта в течение времени, по меньшей мере, приблизительно соотносится со скоростью затухания саморегулирующегося ядерного реактора. Техническим результатом является повышение эффективности прогрева пласта. 2 н. и 17 з.п. ф-лы, 8 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке мощных пластов с высоковязкими нефтями. Обеспечивает повышение нефтеотдачи в мощных неоднородных пластах с высоковязкими нефтями. Сущность изобретения: способ заключается в том, что из направляющих вертикальных скважин бурят наклонные стволы криволинейной формы, на начальной стадии разработки во всех скважинах проводят термоциклическую обработку пласта с паровой стимуляцией и в последующем переходят на отбор пластовых флюидов через добывающие скважины с площадным воздействием на пласт через нагнетательные скважины. Согласно изобретению бурят не менее четырех вертикальных направляющих скважин от устья до забоя, расположенного выше или ниже кровли пласта, из которых проводят наклонные криволинейные стволы, направленные к подошве пласта, которые бурят по пространственным траекториям, представляющим не более четверти окружности или параболы, лежащим в двух вертикальных, взаимно перпендикулярных плоскостях. При этом стволы перфорированы по всей нефтенасыщенной толщине пласта. Верхний интервал перфорации должен находиться на расстоянии не менее 10 метров по вертикали от горизонтальной нагнетательной скважины, которая лежит ниже кровли пласта и проходит через центр и параллельно двум сторонам воображаемого квадрата, образованного устьями вертикальных направляющих скважин. При этом в результате гидродинамического взаимодействия системы наклонных добывающих стволов с горизонтальной нагнетательной скважиной формируют область дренирования пласта. 1 з.п. ф-лы, 2 пр., 2 ил.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности, преимущественно к добыче вязкой и сверхвязкой нефти, а также может быть использовано для интенсификации добычи нефти, осложненной вязкими составляющими и отложениями. Создают высокочастотный импульсный ток в группе двухпроводных линий передачи электрической энергии, расположенных в группе скважин и состоящих из двух изолированных проводников или из одного изолированного проводника и использованного в качестве второго проводника металла трубопроводов группы скважин, посредством группы генераторов высокочастотного импульсного тока. Воздействуют высокочастотным импульсным электромагнитным полем, создаваемым высокочастотным импульсным током проводников группы двухпроводных линий передачи, на поверхность металла трубопроводов группы скважин. Осуществляют термическое и акустическое воздействие на внутритрубную жидкость в группе скважин и через нее на пласт нефтяной залежи посредством нагрева и механических вибраций металла трубопроводов, возникающих при прохождении высокочастотного импульсного тока по двухпроводной линии передачи электрической энергии. Осуществляют дополнительное термическое и акустическое воздействия на внутритрубную жидкость в группе скважин и через нее на пласт нефтяной залежи посредством нагрева и колебаний давлений, возникающих на конце двухпроводной линии передачи в результате высокочастотного импульсного разряда через внутритрубную жидкость. При этом генераторы высокочастотного импульсного тока настраивают так, чтобы создавать импульсы высокочастотного импульсного тока с одинаковой длительностью и частотой следования. Техническим результатом является увеличение интенсивности добычи нефти. 2 н. и 20 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к термошахтным способам разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов. Обеспечивает увеличение конечной нефтеотдачи пласта за счет одновременного поэлементного охвата всей площади разрабатываемого участка пласта прогревом и дренированием путем контролируемого нагнетания пара и отбора нефти из каждой конкретной зоны. Сущность изобретения: способ предусматривает выделение на площади участка залежи условных элементов с высотой, соответствующей толщине нефтяного пласта, бурение нагнетательных скважин с поверхности в центральную часть каждого условного элемента с выделением по геолого-геофизическим данным по каждой нагнетательной скважине в нижней части пласта в каждом условном элементе наиболее проницаемого пропластка, бурение добывающих скважин из горной выработки в наиболее проницаемый пропласток в каждом условном элементе. Одной добывающей скважиной вскрывают наиболее проницаемый пропласток нескольких условных элементов, если наиболее проницаемый пропласток в смежных элементах расположен на одном уровне или выше, чем в ранее пройденных элементах. Забой добывающей скважины размещают на внешней границе условного элемента. Определяют наличие гидравлической связи между нагнетательной и добывающей скважинами в каждом условном элементе. При отсутствии гидравлической связи между нагнетательной и добывающей скважинами эту связь обеспечивают, например, гидроразрывом пласта. Закачку теплоносителя осуществляют во все нагнетательные скважины, при этом каждую нагнетательную скважину обсаживают на глубину от устья до кровли пласта. Осуществляют контроль за параметрами жидкости в каждой добывающей скважине. При прорыве теплоносителя в добывающую скважину какого-либо условного элемента осуществляют мероприятия по увеличению расстояния между зоной нагнетания и зоной отбора, например, производят закачку изолирующего раствора в нагнетательную скважину. Эти мероприятия осуществляют неоднократно при повторных прорывах теплоносителя в эту же добывающую скважину этого же условного элемента до подъема зоны нагнетания в нагнетательной скважине до кровли пласта. Закачку теплоносителя осуществляют до полной выработки запасов из данного условного элемента с последующим отключением нагнетательной скважины этого элемента. 6 з.п. ф-лы, 1 пр., 5 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к термическим способам добычи высоковязкой нефти и/или битума при наличии водонефтяных зон или водонефтяного контакта. Обеспечивает сокращение сроков высокообводненного периода эксплуатации добывающей скважины, снижение энергетических затрат, увеличение коэффициента нефтеизвлечения залежи. Сущность изобретения: способ включает строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой обсадных колонн, закачку вытесняющего агента с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины. В качестве вытесняющего агента используют теплоноситель с температурой не менее 80°С. Перед эксплуатацией скважин проводят исследования для определения водоносных зон, примыкающих к добывающей скважине. После этого заполняют горизонтальную часть интервала перфорации эксплуатационной колонны, примыкающую к водоносным зонам, последовательно от забоя к устью водоизолирующим составом, разрушающимся при превышении температуры стабильности данного состава, которую подбирают ниже температуры теплоносителя. После технологической выдержки изолирующего состава скважины вводят в эксплуатацию в обычном режиме. По мере нагрева пласта и разрушения водоизолирующего состава постепенно увеличивают отбор жидкости. 1 пр., 1 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности добычи высоковязкой нефти. В способе добычи вязкой нефти предварительно в призабойную зону пласта для формирования на забое катализаторной подушки с проницаемостью не ниже проницаемости призабойной зоны пласта закачивают водную суспензию глинистого бурового шлама, содержащего глинистые частицы - катализатор разложения пероксида водорода и частицы песка, обеспечивающие проницаемость катализаторной подушки, или водную суспензию смеси катализатора разложения пероксида водорода - порошка оксида двух- или трех-, или четырехвалентного металла и песка или пропанта. Затем последовательно производят закачку в пласт 10-40%-ного по массе раствора пероксида водорода, буфера воды и раствора неионогенного поверхностно-активного вещества - деэмульгатора. Затем осуществляют подачу воды из системы поддержания пластового давления и откачку нефти. 2 табл., 4 пр.
Наверх