Система для добычи нефти с помощью эмульсии, содержащей смешивающийся растворитель



Система для добычи нефти с помощью эмульсии, содержащей смешивающийся растворитель
Система для добычи нефти с помощью эмульсии, содержащей смешивающийся растворитель
Система для добычи нефти с помощью эмульсии, содержащей смешивающийся растворитель
Система для добычи нефти с помощью эмульсии, содержащей смешивающийся растворитель
Система для добычи нефти с помощью эмульсии, содержащей смешивающийся растворитель

 


Владельцы патента RU 2515673:

ШЕЛЛ ИНТЕРНЭШНЛ РИСЕРЧ МААТСХАППИЙ Б.В. (NL)

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.

 

Область техники, к которой относится изобретение

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

Уровень техники

Для повышения добычи нефти на мировых месторождениях может использоваться стимулированная добыча нефти (Enhanced Oil Recovery (EOR)). Существует три основных типа стимулированной добычи нефти: термическая, химико/полимерная и газонагнетательная, которые могут использоваться для повышения отдачи нефти из коллектора сверх той, которая может быть достигнута традиционными средствами, возможно продлевая тем самым время эксплуатации месторождения и повышая коэффициент нефтеотдачи.

Термически стимулированная добыча осуществляется путем подачи в коллектор тепла. Наиболее широко практикуемой формой является вытеснение нефти водяным паром, что снижает вязкость нефти, благодаря чему нефть может притекать к добывающим скважинам. Химическое заводнение повышает нефтеотдачу в результате ослабления капиллярных сил, которые задерживают остаточную нефть. Полимерное заводнение повышает эффективность вытеснения нефти закачиваемой водой. Закачка в пласт смешивающихся с нефтью сред действует примерно таким же образом, как и химическое заводнение. Путем закачивания смешивающейся с нефтью текучей среды может быть добыта задержанная остаточная нефть.

На фиг.1 иллюстрируется система 100 предшествующего уровня техники. Система 100 включает в себя подземный пласт 102, подземный пласт 104, подземный пласт 106 и подземный пласт 108. На поверхности находится добывающая установка 110. Скважина 112 проходит через пласты 102 и 104 и заканчивается в пласте 106. Часть пласта 106 обозначена числом 114. Нефть и газ добываются из пласта 106 через скважину 112 к добывающей установке 110. Газ и жидкость отделяются друг от друга, газ хранится в газохранилище 116, а жидкость в хранилище 118 для жидкостей.

В патенте США №3732166 раскрыты неньютоновские составы, содержащие сероуглерод (CS2), с пониженной токсичностью и воспламеняемостью. Эти составы проиллюстрированы эмульсиями с высоким внутренним фазовым отношением (HIPR), содержащими сероуглерод во внутренней фазе, причем эта внутренняя фаза составляет более чем примерно 60% объема состава и преимущественно более чем примерно 80% объема состава. Эти составы особенно полезны при очистке нефтяных и газовых скважин путем удаления тяжелых парафинов и/или серы. Патент США №3732166 полностью включен в настоящую заявку в качестве ссылочного материала.

В находящейся одновременно на рассмотрении патентного ведомства публикации патентной заявки США №2006/0254769, опубликованной 16 ноября 2006 и имеющей номер в досье поверенного ТН2616, раскрыта система, включающая в себя механизм для добычи нефти и/или газа из подземного пласта, причем нефть и/или газ содержат одно или более сернистых соединений; средство для превращения по крайней мере части сернистых соединений из добытой нефти и/или газа в сероуглеродный состав; и средство для выпуска по крайней мере части сероуглеродного состава в пласт. Публикация патентной заявки США №2006/0254769 полностью включена в настоящую заявку в качестве ссылочного материала.

В патенте США №5062970 раскрыта композиция поверхностно-активного вещества, пригодная для стимулированной добычи нефти, содержащая в весовом отношении от 60:40 до 10:90 а) о,м- и/или о,п-диалкилбезолсульфоната щелочного металла и b) полиалкоксифениловый эфир сульфоната щелочного металла. Патент США №5062970 полностью включен в настоящую заявку в качестве ссылочного материала.

Другие композиции и способы стимулированной добычи углеводородов описаны в в патенте США №3943160, патенте США №3946812, патенте США №4077471, патенте США №4216079, патенте США №5319709, патенте США №5723423, патенте США №6022834, патенте США №6269881 и у Wellington et al. "Low Surfactant Concentration Enhanced Wateflooding" (Заводнение, стимулируемое низкими концентрациями ПАВ), Society Petroleum Engineers, 1995, все из которых включены в настоящую заявку в качестве ссылочного материала.

Существует потребность в улучшенных системах и способах стимулированной добычи нефти. Кроме того, существует потребность в улучшенных системах и способах для стимулированной добычи нефти с использованием растворителя, например для снижения вязкости, химического воздействия и смешивающегося заводнения. Кроме того, существует потребность в улучшенных системах и способах для смешивающегося заводнения растворителем. Кроме того, существует потребность в улучшенных системах и способах для хранения растворителя до и/или после смешивающегося заводнения. Кроме того, существует потребность в улучшенных системах и способах для транспортирования растворителя до и/или после смешивающегося заводнения.

Раскрытие изобретения

В одном из аспектов изобретения предлагается система для добычи нефти и/или газа из подземного пласта, включающая в себя источник смешивающегося растворителя; устройство для получения эмульсии, предназначенное для получения эмульсии, содержащей смешивающийся растворитель; устройство для хранения для эмульсии, предназначенное для хранения по меньшей мере примерно 5000 галлонов эмульсии; первый ряд скважин, распределенных над пластом; второй ряд скважин, распределенных над пластом; в которой первый ряд скважин содержит средство для закачки в пласт смешивающегося растворителя и/или эмульсии, в то время как второй ряд скважин обладает средством для добычи из пласта нефти и/или газа.

В другом аспекте изобретения предлагается система для добычи нефти и/или газа из подземного пласта, включающая в себя источник смешивающегося растворителя; устройство для получения эмульсии, предназначенное для производства эмульсии, содержащей смешивающийся растворитель; устройство для транспортирования эмульсии, предназначенное для транспортирования эмульсии на расстояние не менее примерно 10 км к подземному пласту; первый ряд скважин, распределенных над пластом; второй ряд скважин, распределенных над пластом; в которой первый ряд скважин содержит средство для закачки в пласт смешивающегося растворителя и/или эмульсии, в то время как второй ряд скважин содержит средство для добычи из пласта нефти и/или газа.

Изобретение обладает одним или более из следующих преимуществ:

Улучшенные системы и способы для стимулированной добычи углеводородов из пласта с помощью растворителя.

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

Улучшенные композиции и/или способы для вторичной добычи углеводородов.

Улучшенные системы и способы для стимулированной добычи нефти.

Улучшенные системы и способы для стимулированной добычи нефти с использованием смешивающегося растворителя.

Улучшенные системы и способы для стимулированной добычи нефти с помощью состава, который может смешиваться с нефтью на месте.

Улучшенные системы и способы для хранения состава, который может смешиваться с нефтью на месте.

Улучшенные системы и способы для транспортирования состава, который может смешиваться с нефтью на месте. Краткое описание чертежей

Фиг.1 - иллюстрация системы добычи нефти и/или газа.

Фиг.2а - иллюстрация расположения скважин.

Фиг.2b и 2с - иллюстрации расположения скважин на фиг.2а во время проведения процессов стимулированной добычи нефти.

Фиг.3а-3с - иллюстрации систем добычи нефти и/или газа.

Осуществление изобретения

Фиг.2

На фиг.2 иллюстрируется система 200 хранения и/или транспортирования для растворителя. Система 200 включает в себя производство 202 растворителя, производство 204 эмульсии, хранение 206 эмульсии, транспортировку 208 эмульсии и конечное применение 210.

Производство 202 растворителя

Производством 202 растворителя может быть любой традиционный способ получения растворителя, который может быть применен в процессе стимулированной добычи нефти. В альтернативном случае растворитель может быть приобретен у производителя растворителей.

Одним из подходящих растворителей является сероуглерод или смесь растворителей, содержащая сероуглерод. В одном из вариантов осуществления могут использоваться источник серы и источник углерода, а также любые известные реакции и процессы получения сероуглерода или смесей растворителей, содержащих сероуглерод. Выбор способа получения сероуглерода или смесей растворителей, содержащих сероуглерод, не представляет особой важности. Несколько подходящих систем, способов и процессов для производства сероуглерода или смесей растворителей, содержащих сероуглерод, раскрыты в находящейся одновременно на рассмотрении патентного ведомства публикации патентной заявки США №2006/0254769, опубликованной 16 ноября 2006 и имеющей номер в досье поверенного ТН2616, которая полностью включена в настоящую заявку в качестве ссылочного материала.

Производство 204 эмульсии

Производством 204 эмульсии может быть любой традиционный способ получения эмульсии растворителя, который может быть применен в процессе стимулированной добычи нефти. Одним из подходящих растворителей является сероуглерод или смеси растворителей, содержащие сероуглерод. Эмульсии сероуглерода или смесей растворителей, содержащих сероуглерод, настоящего изобретения позволяют снизить воспламеняемость сероуглерода или смесей растворителей, содержащих сероуглерод, которые используют при добыче нефти, для повышения безопасности при их транспортировке и обращении с ними.

В одном из вариантов осуществления несколько подходящих способов их получения раскрыто в патенте США №3732166, который полностью включен в настоящую заявку в качестве ссылочного материала.

В другом варианте осуществления эмульсия растворителя с высоким внутренним отношением может быть получена смешением от примерно 50 до примерно 99 об % или от примерно 60 до примерно 90 об %, или от примерно 70 до примерно 85 об % растворителя, например CS1 или СS2-содержащей смеси; от примерно 0,5 до примерно 50 об % или от примерно 5 до примерно 30 об %, или от примерно 10 до примерно 25 об % другой текучей среды, например воды или рассола; и от примерно 0,025 до примерно 30 об % или от примерно 0,05 до примерно 20 об %, или от примерно 0,5 до примерно 15 об % поверхностно-активного вещества.

Подходящие поверхностно-активные вещества включают анионные, катионные, неионные или цвиттер-ионные ПАВ, или их смеси. К числу других подходящих ПАВ относятся Neodol 1-12, Neodol 5-20, которые могут быть приобретены у фирмы Shell Chemical Company из Хьюстона, Техас, США. К числу других подходящих ПАВ относится Igepal СА 630, который может быть приобретены у фирмы Stepan Company из Northfield, Иллинойс, США. К числу других подходящих ПАВ относится Plurafac D25, который может быть приобретен у фирмы BASF из Belvidere, Нью-Джерси, США. К числу других подходящих ПАВ относится Tergitol 15-S-5, который может быть приобретен у фирмы DOW Chemical из Мидлэнда, Мичиган, США.

Выбор способа получения эмульсии не представляет особой важности. Подходящие способы получения эмульсии состоят в тщательном смешении компонентов с использованием смесителя, мешалки, гомогенизатора, промышленного смесителя и метода гомогенизации под высоким давлением. Скорость диспергирующего устройства может быть умеренной или высокой. Эмульсию можно получать партиями и в непрерывном встроенном процессе.

Хранилище 206 для эмульсии

Хранилищем 206 для эмульсии может быть любая подходящая емкость для хранения эмульсий и/или растворителей. Хранилище 206 может иметь объем по меньшей мере примерно 5000 галлонов, например по меньшей мере примерно 10000, 30000, 50000, 100000,500000 или 1000000 галлонов.

Хранилище 206 может быть резервуаром из стали или нержавеющей стали и может иметь одно или более известных в технике покрытий и/или внутренних облицовок.

Хранилище 206 может быть неподвижной закрепленной конструкцией или подвижным контейнером типа автоцистерны, автомотрисы, контейнера для смешанной перевозки или судна.

Хранилище 206 может располагаться вблизи установки 204 для получения эмульсии, а эмульсия может доставляться к конечному потребителю с помощью устройства 208 для транспортировки эмульсии. В альтернативном случае хранилище может располагаться рядом с конечным потребителем 210. В альтернативном случае хранилище может находиться вместе с устройством 208 для транспортировки эмульсии типа названных выше автоцистерны или автомотрисы.

Эмульсия может храниться в хранилище 206 в течение периода не менее примерно 1 недели или не менее примерно 2 недель, 1 месяца, 2 месяцев, 3 месяцев, 6 месяцев или 1 года, оставаясь при этом все еще эмульсией.

Устройство 208 для транспортировки эмульсии

Устройство 208 для транспортировки эмульсии может использоваться для доставки эмульсии от установки 204 для производства эмульсии и/или хранилища 206 эмульсии до конечного потребителя 210. Подходящим устройством 208 может быть труба, трубопровод или мобильный резервуар-хранилище.

В одном из вариантов осуществления устройство 208 для транспортировки располагается между производственной установкой 204 и/или хранилищем 206 для эмульсии и конечным потребителем 210 на расстоянии по меньшей мере примерно 5 км или по меньшей мере примерно 10, 25, 50, 100, 250, 500, 1000 или 2000 км.

Конечный потребитель 210

Конечный потребитель 210 может включать в себя средство для разрушения эмульсии и стимулированный растворителем процесс добычи нефти. Подходящие способы разрушения эмульсии включают высокотемпературную обработку, обессоливание и/или изменение рН эмульсии. Подходящие способы стимулированной добычи нефти раскрыты в находящейся одновременно на рассмотрении патентного ведомства публикации патентной заявки США №2006/0254769, опубликованной 16 ноября 2006 и имеющей номер в досье поверенного ТН2616, полностью включенной в настоящую заявку в качестве ссылочного материала.

В одном из вариантов осуществления растворитель после разрушения эмульсии может использоваться в процессе стимулированной добычи нефти. В другом варианте осуществления эмульсия может запускаться в углеводородсодержащий пласт, после чего она может быть разрушена внутри пласта in situ.

Фиг.3а и 3b

На фиг.3а и 3b иллюстрируются некоторые варианты осуществления системы 300. Система 300 может быть частью одного из походящих конечных применений 210. Система 300 включает в себя подземный пласт 302, подземный пласт 304, подземный пласт 306 и подземный пласт 308. На поверхности может находиться установка 310. Скважина 312 проходит через пласты 302 и 304 и имеет отверстия в пласте 306. Части 314 пласта 306 могут быть в некоторых случаях подвергнуты разлому и/или перфорированы. Во время первичной добычи нефть и газ из пласта 306 могут поступать в части 314, в скважину 312 и направляться к установке 310. Далее установка 310 разделяет газ, который может быть направлен на газопереработку 316, и жидкость, которая может быть направлена в хранилище 318 для жидкости. Установка 310 включает в себя также хранилище 330 для растворителя для стимулированной добычи нефти. Как следует из фиг.3а, растворитель для стимулированной добычи нефти может закачиваться через скважину 312, как это показано направленной вниз стрелкой, в пласт 306. Растворитель для стимулированной добычи нефти может быть оставлен в пласте с целью пропитки на период времени от примерно 1 часа до примерно 15 суток, например от примерно 5 до примерно 50 часов.

После периода пропитки, как это показано на фиг.3b, растворитель для стимулированной добычи нефти и нефть и/или газ могут затем добываться через скважину 312 на установку 310. Установка 310 может быть приспособлена для отделения и/или рециркуляции растворителя для стимулированной добычи нефти, например с помощью кипячения состава, конденсирования его или фильтрации, проведения с ним реакции и затем повторной закачки состава в скважину 312, например, при повторении цикла пропитки, показанной на фиг.3а и 3b, от примерно 2 до примерно 5 раз.

В некоторых вариантах осуществления растворитель для стимулированной добычи нефти может закачиваться в пласт 306 под давлением ниже давления разрыва пласта, например от примерно 40 до примерно 90% давления разрыва пласта.

Фиг.3с

На Фиг.3с иллюстрируются некоторые варианты осуществления изобретения, относящиеся к системе 400. Система 400 включает в себя подземный пласт 402, пласт 404, пласт 406 и пласт 408. На поверхности может находиться добывающая установка 410. Скважина 412 проходит через пласты 402 и 404 и имеет отверстия в пласте 406. Части 414 пласта могут быть в некоторых случаях подвергнуты разлому и/или перфорированы. Во время добычи нефть и газа из пласта 406 они поступают в части 414 и поднимаются 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 растворитель для стимулированной добычи нефти, который может производиться и храниться в блоке производства/хранения 430. Сероводород и/или другие серосодержащие соединения из пласта 412 могут направляться в блок производства/хранения 430 растворителя для стимулированной добычи нефти. Растворитель для стимулированной добычи нефти может закачиваться вниз по скважине 432 к частям 434 пласта 406. Растворитель для стимулированной добычи нефти проходит через пласт 406 для облегчения добычи нефти и газа, после чего растворитель для стимулированной добычи нефти, нефть и/или газ могут направляться к скважине 412 и далее к добывающей установке 410. Растворитель для стимулированной добычи нефти может быть затем направлен на рециркуляцию, например путем его кипячения, конденсирования или фильтрации, или проведения с ним реакции и затем повторной закачки растворителя в скважину 432.

В некоторых вариантах осуществления некоторое количество растворителя для стимулированной добычи нефти или растворителя для стимулированной добычи нефти, смешанного с другими компонентами, может быть закачано в скважину 432 с последующей закачкой какого-либо другого компонента для продавливания растворителя для стимулированной добычи нефти или растворителя для стимулированной добычи нефти, смешанного с другими компонентами, через пласт 406, которым (другим компонентом) может быть воздух; вода в газообразной или жидкой форме; вода, смешанная с одной или более солями; полимеры и/или поверхностно-активные вещества; диоксид углерода; другие газы; другие жидкости; и/или их смеси.

Поверхностно-активные вещества

В одном из вариантов осуществления подходящие ПАВ включают в себя водные растворы ПАВ. Подходящие водные растворы ПАВ раскрыты в патенте США №3943160, патенте США №3946812, патенте США №4077471, патенте США №4216079, патенте США №5319709, патенте США №5723423, патенте США №6022834, патенте США №6269881 и у Wellington et al. "Low Surfactant Concentration Enhanced Wateflooding" (Заводнение, стимулируемое низкими концентрациями ПАВ), Society Petroleum Engineers, 1995, все из которых включены в настоящую заявку в качестве ссылочного материала. В еще одном варианте осуществления ПАВ не растворимы в воде.

Альтернативные варианты осуществления

В некоторых вариантах осуществления нефть и/или газ могут извлекаться из пласта в скважину и проходить через скважину и трубопровод от скважины к установке. В некоторых вариантах осуществления для усиления тока нефти и/или газа из пласта может быть применена стимулированная добыча нефти с использованием какого-либо агента, например водяного пара, воды, ПАВ, полимерного заводнения и/или смешивающегося агента, такого как сероуглеродный состав или диоксид углерода.

В некоторых вариантах осуществления добываемые из пласта нефть и/или газ могут включать в себя какое-либо серосодержащее соединение. Серосодержащими соединениями могут быть сероводород, меркаптаны, сульфиды и дисульфиды отличные от сероводорода или гетероциклические серосодержащие соединения, например тиофены, бензотиофены или замещенные с конденсированными циклами дибензотиофены, или их смеси.

В некоторых вариантах осуществления какое-либо серосодержащее соединение из пласта может быть превращено в сероуглеродный состав. Превращение по крайней мере части сернистого серосодержащего соединения в сероуглеродный состав может осуществляться любым известным способом. Подходящими способами могут быть реакция окисления серосодержащего соединения до серы и/или диоксидов серы или реакция серы и/или диоксида серы с углеродом или каким-либо углеродсодержащим соединением с образованием сероуглеродного состава. Выбор способа для превращения по крайней мере части серосодержащего соединения в сероуглеродный состав не представляет особой важности.

В некоторых вариантах осуществления подходящим смешивающимся агентом стимулированной добычи нефти может быть сероуглеродный состав. Сероуглеродный состав может включать в себя сероуглерод или производные сероуглерода, например тиокарбонаты, ксантаты и их смеси и, возможно, одно или более из следующих соединений: сероводород, серу, диоксид углерода, углеводороды и их смеси.

В некоторых вариантах осуществления подходящим способом получения сероуглеродного состава является способ, раскрытый в находящейся одновременно на рассмотрении патентного ведомства публикации патентной заявки США с серийным номером 11/409436, зарегистрированной 19 апреля 2006 и имеющей номер в досье поверенного ТН2616. Патентная заявка США с серийным номером 11/409436 полностью включена в настоящую заявку в качестве ссылочного материала.

В некоторых вариантах осуществления подходящие смешивающиеся агенты стимулированной добычи нефти включают сероуглерод, сероводород, диоксид углерода, октан, пентан, сжиженный нефтяной газ, алифатические С26-углеводороды, азот, дизельное топливо, уайт-спирит, лигроиновый растворитель, растворитель асфальта, керосин, ацетон, ксилол, трихлорэтан или смеси двух или более из этих соединений, и какие-либо другие известные в технике смешивающиеся агенты стимулированной добычи нефти. В некоторых вариантах осуществления подходящие смешивающиеся агенты стимулированной добычи нефти являются агентами, смешивающимися с нефтью в пласте при первом контакте или при множестве контактов.

В некоторых вариантах осуществления несмешивающимися агентами стимулированной добычи нефти могут быть вода в газообразной или жидкой форме, воздух, смеси двух или более их названных веществ, или какие-либо другие известные в технике несмешивающиеся агенты стимулированной добычи нефти. В некоторых вариантах осуществления несмешивающиеся агенты стимулированной добычи нефти не смешиваются с нефтью в пласте при первом контакте или при множестве контактов.

В некоторых вариантах осуществления закаченные а пласт несмешивающиеся и/или смешивающиеся агенты стимулированной добычи нефти могут извлекаться из добываемых нефти и/или газа и повторно закачиваться в пласт.

В некоторых вариантах осуществления нефть, находящаяся в пласте до закачки какого-либо агента стимулированной 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, находящаяся в пласте до закачки какого-либо агента стимулированной добычи нефти, имеет вязкость не выше примерно 5000000 сПз или не выше примерно 2000000 сПз, или не выше примерно 1000000 сПз, или не выше примерно 500000 сПз.

Высвобождение по крайней мере части смешивающегося агента стимулированной добычи нефти и/или других жидкостей и/или газов может быть осуществлено любым известным способом. Одним из подходящих способов является закачка растворителя для стимулированной добычи нефти в одиночный трубопровод в одиночной скважине с последующей выдержкой для пропитки сероуглеродным составом и откачкой по крайней мере части сероуглеродного состава с газом и/или жидкостями. Другой подходящий способ состоит в закачке растворителя для стимулированной добычи нефти в первую скважину с последующей откачкой по крайней мере части сероуглеродного состава с газом и/или жидкостями через вторую скважину. Выбор способа закачки растворителя для стимулированной добычи нефти и/или других жидкостей и/или газов не представляет особой важности.

В некоторых вариантах осуществления растворитель для стимулированной добычи нефти и/или другие жидкости и/или газы могут закачиваться в пласт под давлением в пределах до давления разлома пласта.

В некоторых вариантах осуществления растворитель для стимулированной добычи нефти может смешиваться с нефтью и/или газом в пласте с образованием смеси, которая может добываться из скважины. В некоторых вариантах осуществления некоторое количество растворителя для стимулированной добычи нефти может закачиваться в скважину с последующей закачкой какого-либо другого компонента для продавливания состава через пласт. Для продавливания растворителя для стимулированной добычи нефти через пласт могут, например, использоваться воздух, вода в жидкой или паровой форме, диоксид углерода, другие газы, другие жидкости и/или их смеси.

В некоторых вариантах осуществления растворитель для стимулированной добычи нефти может быть нагрет перед его закачкой в пласт для снижения вязкости текущих сред в пласте, например тяжелых масел, парафинов, асфальтенов и т.д.

В некоторых вариантах осуществления с целью снижения вязкости текущих сред в пласте находящийся в пласте растворитель для стимулированной добычи нефти может нагреваться и/или кипятиться с использованием какой-либо нагретой текучей среды или нагревателя. В некоторых вариантах осуществления для нагрева и/или испарения смешивающегося состава для стимулированной добычи нефти в пласте могут быть использованы нагретая вода и/или водяной пар.

В некоторых вариантах осуществления находящийся в пласте растворитель для стимулированной добычи нефти может нагреваться и/или кипятиться с использованием какого-либо нагревателя. Один из подходящих для этого нагревателей раскрыт в находящейся одновременно на рассмотрении патентного ведомства публикации патентной заявки США с серийным номером 10/693816, зарегистрированной 24 октября 2003 и имеющей номер в досье поверенного ТН2557. Патентная заявка США с серийным номером 10/693816 полностью включена в настоящую заявку в качестве ссылочного материала.

В некоторых вариантах осуществления добытые нефть и/или газ могут транспортироваться на нефтеперерабатывающий завод и/или на какую-либо перерабатывающую установку. Нефть и/или газ могут перерабатываться с получением промышленных продуктов, таких как моторные топлива, например бензин и дизельное топливо, отопительное топливо, смазочные материалы, химические реактивы и/или полимеры. Переработка может включать в себя перегонку и/или фракционную перегонку нефти и/или газа с получением одной или более дистиллятных фракций. В некоторых вариантах осуществления нефть и/или газ, или одна или более дистиллятных фракций могут подвергаться одному или более из следующих процессов: каталитическому крекингу, гидрокрекингу, коксованию, термическому крекингу, перегонке, реформингу, полимеризации, изомеризации, алкилированию, созданию смесей и деасфальтизации.

Примеры

Начальные условия испытаний включали:

- Общий объем 40,0 мл (CS2+вода+ПАВ)

- Объемная доля CS2 перед сдвиговым деформированием 75%

- 3% (вес/объем) NaCl рассола

- 1% (об/об) концентрация ПАВ в расчете на общий объем (CS2+водная фаза)

- Температура приготовления эмульсии 23°С

- Возрастающие скорости вращения гомогенизатора от 500 до 10000 об/мин

- Визуальное изучение стойкости непосредственно после сдвигового деформирования

3.2 Результаты

Результаты представлены в приведенной ниже таблице.

Таблица 1.
Экспериментальные результаты для фракций эмульсионной фазы, измеренные непосредственно после сдвига с использованием экспериментальных параметров, описанных в секции 3.1. Эмульсии были приготовлены с четырьмя разными скоростями сдвига
ПАВ Фазовая объемная фракция после сдвигового деформирования в течение 5 мин при разных об/мин
500 об/мин 2350 об/мин 6700 об/мин 10600 об/мин
Igepal CA 630 Свободный рассол= 0%
Эмульсия= 0% 0% 0%
Свободный СS2= 26% 50% 90% 98%
74% 50% 10% 2%
Plurafac D25 Свободный рассол= 0%
Эмульсия= 0% 0% 0%
Свободный СS2= 33% 31% 38% 38%
67% 69% 62% 62%
Tergitol 15-S-5 Свободный рассол= 0%
Эмульсия= 0% 0% 0%
Свободный СS2= 35% 74% 94% 95%
65% 26% 6% 5%
Neodol 1-12 Свободный рассол= 0%
Эмульсия= 0% 0% 0%
Свободный СS2= 33% 61% 83% 98%
67% 39% 17% 2%
Neodol 5-20 Свободный рассол= 0%
Эмульсия= 0% 0% 0%
Свободный СS2= 25% 35% 38% 38%
75% 65% 62% 62%
Таблица 2
Экспериментальные результаты для второго цикла CS2-эмульсионных систем с высоким внутренним фазовым отношением, измеренные непосредственно после сдвигового деформирования. Испытания проводили с использованием низкой концентрации ПАВ, 0,5 об %, при установленной скорости вращения 10600 об/мин
ПАВ Объемная доля CS2 перед сдвиговым деформированием
75% 85% 87,50% 90%
Igepal CA 630 Свободный рассол= 0% но но 0%
Эмульсия= 57% но но 19%
Свободный CS2= 43% но но 81%
Tergitol 15-S-5 Свободный рассол= 0% 0% но но
Эмульсия= 92% 28% но но
Свободный CS2= 11% 72% но но
Neodol 5-20 Свободный рассол= 0% 0% 0% 0%
Эмульсия= 98% 88% 98% 33%
Свободный CS2= 2% 12% 2% 67%
но - не определено

Результаты по стабильности для эмульсий Neodol 1-12 с высоким фазовым отношением

Систематические исследования стабильности эмульсий CS2 в растворителе с высоким внутренним фазовым отношением были повторены с Neodol 1-12 для следующих переменных:

- Объемная доля CS2 перед сдвиговым деформированием

- Концентрация ПАВ

- Концентрация соли в растворе

- Данные по короткосрочной и долгосрочной стабильности

В таблице 2 представлены результаты по стабильности эмульсий Neodol 1-12 с, измеренной непосредственно после испытания и через определенное время с использованием описанных выше переменных.

Таблица 3
Экспериментальные результаты для эмульсий Neodol 1-12 с высоким внутренним фазовым отношением при разных объемных долях CS2.
Условия Объемная доля CS2 перед сдвиговым деформированием
75 об % CS2 85 об% CS2 87,5 об % CS2 88,75 об% CS2
Непоср. стабильность Через t час Непоср. стабильность Через t час Непоср. стабильность Через 80 час Непоср. стабильность
3% (вес/об) NaCl Конц-ия 0,5 об % Стабильность через t=72 час Свободный рассол= 0% 1,1% но но но НО но
Эмульсия= 98% 88% но но но НО но
Свободный CS2= 2% 3% но но но но но
Внутр. отношение CS2*= 74% 84% но но но но но
3% (вес/об) NaCl Конц-ия 0,5 об % Свободный рассол= 0% 10% 0% 5% 0% 4% но
Эмульсия= 98% 89% 99% 94% 98% 94% но
Стабильность через t=12 час Свободный CS2= 2% 1% 1% 1% 2% 2% но
Внутр. отношение CS2= 74% 83% 85% 89% 87% 91% но
1,5% (вес/об) NaCI Конц-ия 0,5 об % Стабильность через t=80 час Свободный рассол= но но но но 0% 4% 0%
Эмульсия= но но но но 99% 95% 43%
Свободный CS2= но но но но 1% 1% 57%
Внутр. отношение CS2= но но но но 87% 89% 74%
Деионизованная вода Конц-ия 0,5 об % Стабильность через t=80 час Свободный рассол= но но но но 0% 4% но
Эмульсия= но но но но 44% 40% но
Свободный CS2= но но но но 58% 56% но
Внутр. отношение CS2= но но но но 72% 79% но
1,5% (вес/об) NaCI Конц-ия 0,4 об % Свободный рассол= но но но но 0% но но
Эмульсия= но но но но 43% но но
Свободный CS2= но но но но 57% но но
Внутр. отношение CS2= но но но но 71% но но
3% (вес/об) NaCI Конц-ия 0,4 об % Свободный рассол= но но но но 0% но но
Эмульсия= но но но но 33% но но
Свободный CS2= но но но но 67% но но
Внутр. отношение CS2= но но но но 62% но но
Морская вода Конц-ия 0,4 об % Свободный рассол= но но но но 0% но но
Эмульсия= но но но но 34% но но
Свободный CS2= но но но но 66% но но
Внутр. отношение CS2= но но но но 63% но но
но - не определено
*примечание: внутреннее отношение CS2 определено для эмульсионной фракции

Иллюстративные варианты осуществления

В одном из вариантов осуществления раскрыта система для добычи нефти и/или газа из подземного пласта, включающая источник смешивающегося растворителя; устройство для получения эмульсии, предназначенное для производства эмульсии, содержащей смешивающийся растворитель; устройство для хранения эмульсии, предназначенное для хранения по меньшей мере примерно 5000 галлонов эмульсии; первый ряд скважин, распределенных над пластом; второй ряд скважин, распределенных над пластом; в которой первый ряд скважин содержит средство для закачки в пласт смешивающегося растворителя и/или эмульсии, в то время как второй ряд скважин содержит средство для добычи из пласта нефти и/или газа. В некоторых вариантах осуществления смешивающийся растворитель содержит сероуглерод, а источник смешивающегося растворителя содержит источник серы и источник углерода и имеет по меньшей мере один реактор для производства сероуглерода из источника серы и источника углерода. В некоторых вариантах осуществления источник серы включает сероводород. В некоторых вариантах осуществления источник углерода включает по меньшей мере один из следующих материалов: C15 и более тяжелые углеводороды, нефтяные углеводороды, битум и природный газ. В некоторых вариантах осуществления эмульсия содержит от примерно 50 до примерно 99 об % смешивающегося растворителя. В некоторых вариантах осуществления эмульсия содержит от примерно 1 до примерно 50 об % воды. В некоторых вариантах осуществления эмульсия содержит от примерно 0,025 до примерно 30 об % поверхностно-активного вещества. В некоторых вариантах осуществления поверхностно-активное вещество включают по меньшей мере одно из следующих: анионные, катионные, неионные, цвиттер-ионные ПАВ и их смеси. В некоторых вариантах осуществления эмульсия хранится в течение периода не менее одной недели. В некоторых вариантах осуществления система также включает в себя средство для разрушения эмульсии, соединенное с устройством для хранения эмульсии и первым рядом скважин.

В одном из вариантов осуществления раскрыта система для добычи нефти и/или газа из подземного пласта, включающая источник смешивающегося растворителя; устройство для получения эмульсии, предназначенное для производства эмульсии, содержащей смешивающийся растворитель; устройство для транспортирования эмульсии, предназначенное для транспортирования эмульсии на расстояние не менее примерно 10 км до подземного пласта; первый ряд скважин, распределенных над пластом; второй ряд скважин, распределенных над пластом; в которой первый ряд скважин включает средство для закачки в пласт смешивающегося растворителя и/или эмульсии, в то время как второй ряд скважин включает средство для добычи из пласта нефти и/или газа. В некоторых вариантах осуществления смешивающийся растворитель содержит сероуглерод, В некоторых вариантах осуществления смешивающийся растворитель содержит сероуглерод и при этом источник сероуглерода содержит источник серы и источник углерода и при этом имеет по меньшей мере один реактор для производства сероуглерода из источника серы и источника углерода. В некоторых вариантах осуществления источник серы содержит сероводород. В некоторых вариантах осуществления источник углерода содержит по меньшей мере один из следующих материалов: С15 и более тяжелые углеводороды, нефтяные углеводороды, битум и природный газ. В некоторых вариантах осуществления эмульсия содержит от примерно 50 до примерно 99 об % смешивающегося растворителя. В некоторых вариантах осуществления эмульсия содержит от примерно 1 до примерно 50 об % воды. В некоторых вариантах осуществления эмульсия содержит от около 0,025 до около 30 об % ПАВ. В некоторых вариантах осуществления ПАВ включает по меньшей мере одно из следующих: анионные, катионные, неионные, цвиттер-ионные ПАВ и их смеси. В некоторых вариантах осуществления эмульсия хранится в течение периода не менее одной недели вблизи первого ряда скважин. В некоторых вариантах осуществления система также включает в себя разрушитель эмульсии, расположенный рядом с подземным пластом и соединенный с первым рядом скважин.

Специалисты должны понимать, что в составляющих частях раскрытых вариантов осуществления изобретения, конфигурациях, материалах и способах возможны многочисленные модификации и изменения без отступления от их сути и объема. Соответственным образом, объем прилагаемой ниже формулы изобретения и его функциональные эквиваленты не должны быть ограничены конкретными описанными и проиллюстрированными вариантами осуществления, поскольку они по своей природе являются всего лишь иллюстративными.

1. Система для добычи нефти из подземного пласта, включающая:
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.

2. Система по п.1, в которой источник смешивающегося растворителя содержит источник серы и источник углерода, а также по меньшей мере один реактор для производства сероуглерода из источника серы и источника углерода.

3. Система по п.2, в которой источник серы содержит сероводород.

4. Система по п.2, в которой источник углерода включает в себя по меньшей мере один из следующих материалов: C15 и более тяжелые углеводороды, нефтяные углеводороды, битум и природный газ.

5. Система по п.1, в которой эмульсия содержит от около 50 до около 99 об % смешивающегося растворителя.

6. Система по п.1, в которой эмульсия содержит от около 1 до около 50 об % воды.

7. Система по п.1, в которой эмульсия содержит от около 0,025 до около 30 об % поверхностно-активного вещества - ПАВ.

8. Система по п.7, в которой поверхностно-активное вещество включает в себя по меньшей мере одно из следующих: анионные, катионные, неионные, цвиттер-ионные ПАВ и их смеси.

9. Система по п.1, в которой предусмотрено хранение эмульсии в течение периода не менее одной недели.

10. Система по п.1, дополнительно включающая устройство для транспортирования эмульсии, предназначенное для транспортирования эмульсии на расстояние не менее примерно 10 км до подземного пласта.



 

Похожие патенты:

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.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает увеличение дебитов нефти и продуктивности скважин.
Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли. Обеспечивает повышение эффективности разработки залежи нефти в отложениях баженовской свиты.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с карбонатными коллекторами. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи, эффективности вытеснения нефти, увеличения охвата пласта вытесняющим агентом за счет его последовательной отработки, снижения обводненности продукции. Сущность изобретения: осуществляют бурение вертикальной нагнетательной скважины и горизонтальной добывающей скважины, закачку рабочего агента в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины. Горизонтальный участок добывающей скважины оставляют необсаженным и располагают выше уровня водонефтяного контакта - в среднем интервале нефтенасыщенной зоны залежи. Нагнетательную скважину строят до вскрытия нефтенасыщенной зоны залежи на расстоянии от забоя добывающей скважины, исключающем прорыв рабочего агента в добывающую скважину. В добывающей скважине устанавливают технологическую трубу, состоящую в горизонтальном участке из последовательно соединенных перфорированных патрубков с центраторами, между которыми размещают пакеры из водонабухающего материала, выполненные с возможностью герметичного перекрытия межтрубного пространства при наличии воды более 50% в продукции залежи. Во время эксплуатации добывающей скважины при обводнении продукции до 90-95% технологическую трубу последовательно отсекают от забоя напротив соответствующих пакеров. 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны скважины. Изобретение обеспечивает повышение эффективности обработки пласта за счет повышения проницаемости пласта перед его обработкой, упрощение способа, снижение стоимости и продолжительности обработки пласта. Сущность изобретения: способ включает спуск колонны труб в интервал перфорации пласта, промывку скважины, оснащенной центральной и затрубной задвижками, обработку призабойной зоны скважины закачкой раствора соляной кислоты по колонне труб и технологическую выдержку на реагирование. Согласно изобретению колонну труб снизу оснащают импульсным пульсатором жидкости, а выше импульсного пульсатора жидкости - клапаном. Спускают колонну труб в скважину так, чтобы нижний конец колонны труб находился напротив интервала перфорации пласта, производят закачку в пласт пресной воды с добавкой поверхностно-активного вещества (ПАВ) в импульсном режиме, прикрывая затрубную задвижку, под давлением, не превышающим допустимого давления на эксплуатационную колонну, с последующим изливом и возобновлением прямой круговой циркуляции. Затем приводят в действие клапан и отсекают импульсный пульсатор жидкости, доспускают колонну труб так, чтобы радиальные отверстия клапана находились напротив интервала перфорации пласта. По колонне труб закачивают раствор соляной кислоты, доводят его до интервала перфорации пласта, устанавливают соляно-кислотную «ванну» и оставляют скважину на технологическую выдержку. В процессе технологической выдержки через каждые 0,5 ч поочередно то в колонну труб, то в межколонное пространство скважины закачивают пресную воду с добавкой ПАВ. По окончании выдержки вымывают продукты реакции. Проводят определение действительной приемистости пласта закачкой в пласт пресной воды с добавкой ПАВ через межколонное пространство под давлением, не превышающим допустимого давления на эксплуатационную колонну. Если действительная приемистость равна или выше оптимальной, то обработку призабойной зоны скважины прекращают и колонну труб извлекают из скважины. Если действительная приемистость ниже оптимальной, то при открытой центральной и затрубной задвижках вызывают обратную круговую циркуляцию жидкости и промывают скважину. При этом периодически прикрывают центральную задвижку до роста забойного давления на 4 МПа от начального давления с последующим открытием центральной задвижки до появления прозрачной жидкости. При этом не превышают допустимого давления на эксплуатационную колонну. Продолжают обратную круговую циркуляцию в течение 1 ч и производят повторное определение действительной приемистости. 1 пр., 3 ил.

Группа изобретений относится к операциям подземной интенсификации притока углеводородов и, более конкретно, к операциям и устройствам для повышения надежности точечного стимулирования. Обеспечивает повышение эффективности стимулирования и надежности работы устройств. Сущность изобретений: изобретения предусматривают закачку жидкости через устройство для стимулирования, перепуск, по меньшей мере, части жидкости из устройства для стимулирования в якорное устройство, соединенное с ним с возможностью сообщения. При этом якорное устройство включает в себя корпус, в котором находятся подвижно расположенная в нем оправка, и дроссель с обратным клапаном, подвижно расположенный внутри оправки. Предусмотрен перевод дросселя с обратным клапаном внутри оправки в первое положение, в котором этот дроссель пропускает через корпус ограниченный расход жидкости. Предусмотрены также ввод жидкости из якорного устройства для установки песчаной пробки в заданном месте и отклонение потока жидкости в заданном месте при помощи песчаной пробки. 4 н. и 15 з.п. ф-лы, 4 ил.

Группа изобретений относится к области обработки нефтяных и газовых скважин для повышения добычи и коэффициента извлечения углеводородов из подземных пластов. Более конкретно, настоящее изобретение направлено на создание системы и вариантов способа удаления текучих сред из нефтяных и/или газовых скважин. Обеспечивает повышение эффективности извлечения текучей среды из ствола скважины и надежности применяемых средств. Сущность изобретения: одно из изобретений - система включает в себя трубопровод нагнетания, клапан нагнетания, клапан сброса давления, баллон, клапан баллона, клапан обратного трубопровода и обратный трубопровод. Упомянутые средства установлены в подземной скважине для удаления по меньшей мере одной текучей среды из скважины. Удалением текучей среды из скважины управляют, регулируя подачу газа в трубопровод нагнетания. 3 н. и 7 з.п. ф-лы, 7 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к эксплуатации месторождений с углеводородами, насыщенными парафином, и находящихся в зоне вечной мерзлоты. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет экономии энергоресурсов. Сущность изобретения: способ эксплуатации нефтяных месторождений, находящихся в зоне распространения вечной мерзлоты, включает контролирование фазового состояния пластовой нефти. Для предотвращения образования в пластовой нефти твердой фазы, содержащей парафиновые отложения, предварительно определяют насыщенность пластовой нефти парафинами с учетом температуры насыщения дегазированной нефти и содержания парафинов. Оценивают влияние давления и количества растворенного в нефти газа при пластовых условиях с учетом текущих пластового давления и газосодержания пластовой нефти. Устанавливают условия эксплуатации месторождения, когда пластовое давление и давление насыщения нефти газом близки или равны между собой, а парафины в нефти находятся в насыщенном состоянии или в состоянии, близком к насыщению. При содержании парафинов от 0,5 до 2% по массе в пластовой нефти подбирают режим эксплуатации скважин при отборе пластовой нефти с компенсацией давления путем закачки холодной воды. При этом не допускают снижения пластового давления ниже начального и не нарушают фазового состояния пластовой нефти с парафинами. 1 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения отдачи сырья углеводородной залежи на различных стадиях ее эксплуатации путем непосредственного воздействия на залежь упругими механическими колебаниями заданной интенсивности и частоты. Обеспечивает повышение эффективности механического воздействия на продуктивный пласт залежи, увеличение срока службы привода и уменьшение энергетических затрат. Сущность изобретения: привод вибровозбудителя содержит корпус с подводящим и отводящим каналами, ротор привода реактивного типа, изготовленный из металлокерамики, насаженный на вал-коллектор, который опирается на подшипники, запрессованные в корпус привода, и имеет сменный вкладыш из металлокерамики, выполненный с калиброванным отверстием по его оси и технологической заглушкой с гнездом для этого вкладыша. При этом устройство выполнено с возможностью вращения вала-коллектора от потока газа продуктивного пласта с частотой вращения, заданной проходным сечением калиброванного отверстия сменного вкладыша, выполненного с учетом дебита газовой скважины. 3 ил.

Группа изобретений относится к системе и способу добычи нефти. Обеспечивает повышение нефтеотдачи пласта и производства сероуглерода. Сущность изобретений: система для добычи нефти содержит: пласт, содержащий смесь нефти с сероуглеродом и/или сероокисью углерода; сепарирующее вещество, состоящее из агента гидролиза, эффективного для гидролиза сероуглерода и/или сероокиси углерода, агента окисления, эффективного для окисления сероуглерода и/или сероокиси углерода, или поглотительного газа, содержащего азот; и устройство для ввода в пласт указанного сепарирующего вещества, предназначенного для отделения нефти от сероуглерода и/или сероокиси углерода путем гидролиза или окисления сероуглерода и/или сероокиси углерода или путем десорбции сероуглерода и/или сероокиси углерода из нефти. 2 н. и 15 з.п. ф-лы, 8 ил.

Изобретение относится к нефтяной и газовой отраслям промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны пласта для интенсификации притока пластового флюида к скважине. При осуществлении способа на колонне насосно-компрессорных труб спускают два центробежных насоса, привод которых осуществляется установленным между ними погружным электродвигателем с двумя выходами вала для отбора мощности. Подача из верхнего центробежного насоса производится в колонну насосно-компрессорных труб. Нижний насос служит для разрушения связей кольматанта и его сброса, например, в шламоуловитель. Верхний насос предназначен для изменения динамического уровня жидкости в скважине и подачи добываемой жидкости на поверхность. Контроль и управление технологическим процессом освоения осуществляется с поверхности, например, станцией управления с частотным преобразователем погружного электродвигателя. Повышается технологическая и экономическая эффективность обработки призабойной зоны скважины. 2 ил.
Наверх