Способ разработки мощных пластов с высоковязкими нефтями системой горизонтально-наклонных скважин



Способ разработки мощных пластов с высоковязкими нефтями системой горизонтально-наклонных скважин
Способ разработки мощных пластов с высоковязкими нефтями системой горизонтально-наклонных скважин

 


Владельцы патента RU 2520109:

Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт имени академика А.П. Крылова" (ОАО "ВНИИнефть") (RU)

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 нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке месторождений с высоковязкими нефтями, характеризующихся большой эффективной нефтенасыщенной толщиной.

Известен способ разработки нефтяных месторождений, а именно отложений высоковязких нефтей и битумов, с применением тепла в комплексе с наклонно-горизонтальными скважинами. Он заключается в бурении скважин по определенной сетке, нагнетании вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отборе пластовых флюидов через добывающие скважины. Нагнетательные скважины располагают по продуктивному пласту ближе к верхней границе пласта по наиболее проницаемым пропласткам. Добывающие скважины располагают ближе к нижней границе пласта. На начальной стадии разработки во всех скважинах проводят термоциклическую обработку пласта с паровой стимуляцией. В последующем переходят на отбор пластовых флюидов через добывающие скважины с площадным воздействием на пласт через нагнетательные скважины (патент РФ №2237804, кл. Е21В 43/24, опубл. 10.10.2004).

Известный способ добычи нефти, особенно если он осуществляется в неоднородных мощных пластах, малоэффективен из-за низкого охвата пласта воздействием.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому изобретению является способ разработки месторождений с высоковязкими нефтями и битумами системой горизонтально-наклонных скважин, который заключается в применении горизонтальной паронагнетательной скважины и вертикальных добывающих скважин, из которых бурят наклонные стволы криволинейной формы (Гамин И.М., Жданов С.А., Крянев Д.Ю., Симкин Э.М. «Способ разработки месторождений с высоковязкими нефтями и битумами системой горизонтально-наклонных скважин», патент РФ №2446278 от 02.11.2010, опубл. 27.03.2012 - прототип).

Известный способ оказывается малоэффективным при наличии латеральных зон повышенной проницаемости в связи с тем, что стволы паронагнетательных скважин перфорированы по всей длине и заканчиваются в плоскости горизонтальной добывающей скважины, что приводит к прорывам пароконденсата к добывающей скважине и ее преждевременному обводнению.

В изобретении решается задача устранения недостатков прототипа и увеличения нефтеотдачи в мощных, неоднородных пластах с высоковязкими нефтями.

Задача решается тем, что в известном способе разработки, включающем проводку скважин с горизонтальными и наклонно-направленными стволами, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, сначала проводят пароциклическую обработку всех скважин с последующим площадным воздействием на пласт, согласно изобретению из не менее чем 4 вертикальных направляющих скважин осуществляют бурение наклонных криволинейных стволов, направленных сверху вниз по пространственным траекториям не более четверти окружности либо осесимметричной параболы, которые лежат в двух взаимно перпендикулярных плоскостях по толщине пласта. Стволы заканчиваются в точке их взаимного пересечения на некотором разумном расстоянии друг от друга. Горизонтальная нагнетательная скважина лежит ниже кровли пласта и проходит через центр и параллельно двум сторонам воображаемого квадрата, образованного устьями вертикальных направляющих скважин. Перфорация наклонных криволинейных стволов проводится по всей нефтенасыщенной толщине пласта, при этом верхний интервал перфорации должен находиться на расстоянии не менее 10 метров по вертикали от горизонтальной нагнетательной скважины. В результате гидродинамического взаимодействия системы наклонных добывающих стволов с горизонтальной нагнетательной скважиной образуется чашеподобная область дренирования пласта.

Если целью разработки является извлечение нефти только из данной чашеподобной области пласта, то после выработки запасов из этой области прекращают отбор нефти из вертикальных добывающих скважины и нагнетание рабочего агента в горизонтальную скважину.

Если целью разработки является извлечение нефти из пласта в целом, то после прекращения отбора нефти из вертикальных добывающих скважин и нагнетания рабочего агента в горизонтальную скважину осуществляют бурение дополнительной горизонтальной добывающей скважины, расположенной в нижней части пласта между соседними чашеподобными областями параллельно существующим горизонтальным нагнетательным скважинам. Выработка запасов нефти между чашеподобными областями осуществляется путем нагнетания рабочего агента в наклонные стволы с отбором нефти из горизонтальной добывающей скважины.

Технический результат заключается в повышении охвата дренируемой области паротепловым воздействием, предотвращении прорывов пароконденсата к добывающим скважинам и их преждевременного обводнения, что приводит к увеличению нефтеотдачи в мощных, неоднородных пластах с высоковязкими нефтями.

Существенными признаками способа являются:

1. Разработка мощных пластов с высоковязкими нефтями горизонтальными и вертикальными скважинами.

2. Из вертикальных направляющих скважин бурят наклонные стволы криволинейной формы.

3. На начальной стадии разработки во всех скважинах проводят термоциклическую обработку пласта с паровой стимуляцией. В последующем переходят на отбор пластовых флюидов через добывающие скважины с площадным воздействием на пласт через нагнетательные скважины.

4. Не менее четырех вертикальных скважин бурят от устья до точки, расположенной выше кровли пласта, из которой проводят наклонные криволинейный стволы, направленные к подошве пласта.

5. Наклонные криволинейные стволы бурят по пространственным траекториям, представляющим не более четверти окружности или параболы, лежащим в двух вертикальных, взаимно перпендикулярных плоскостях. Стволы заканчиваются в точке их взаимного пересечения на некотором разумном расстоянии друг от друга и перфорированы по всей нефтенасыщенной толщине пласта, при этом верхний интервал перфорации должен находиться на расстоянии не менее 10 метров по вертикали от горизонтальной нагнетательной скважины.

6. Горизонтальная нагнетательная скважина лежит ниже кровли пласта и проходит через центр и параллельно двум сторонам воображаемого квадрата, который образован устьями вертикальных направляющих скважин. При этом в результате гидродинамического взаимодействия системы наклонных добывающих стволов с горизонтальной нагнетательной скважиной формируется чашеподобная область дренирования пласта.

7. После выработки запасов из чашеподобной области нагнетание рабочего агента в горизонтальную нагнетательную скважину и отбор нефти из вертикальных скважин прекращают.

8. Для дальнейшей разработки пласта в целом осуществляют бурение дополнительной горизонтальной добывающей скважины в нижней части пласта между соседними чашеподобными областями параллельно существующей горизонтальной нагнетательной скважине.

9. Затем производят нагнетание рабочего агента в наклонные криволинейные стволы вертикальных скважин с одновременным отбором нефти из горизонтальной добывающей скважины.

Признаки 1-3 являются общими с прототипом существенными признаками, а признаки 4-9 - отличительными существенными признаками изобретения.

Сущность изобретения.

Месторождение разбуривается по элементам, каждый из которых включает не менее 4 вертикальных добывающих и одну горизонтальную нагнетательную скважину. Добывающие скважины бурят вертикально от устья до точки, расположенной, в зависимости от радиуса криволинейных стволов, выше или ниже кровли пласта, из которой проводят наклонные криволинейные стволы, направленные к подошве пласта. Наклонные криволинейные стволы бурят по пространственным траекториям, представляющим не более четверти окружности или параболы, лежащим в двух вертикальных, взаимно-перпендикулярных плоскостях. Стволы заканчиваются в точке их взаимного пересечения на некотором разумном расстоянии друг от друга. Горизонтальная нагнетательная скважина лежит ниже кровли пласта и проходит через центр и параллельно двум сторонам воображаемого квадрата, образованного устьями вертикальных направляющих скважин. Перфорация наклонных криволинейных стволов проводится по всей нефтенасыщенной толщине пласта, при этом верхний интервал перфорации должен находиться на расстоянии не менее 10 метров по вертикали от горизонтальной нагнетательной скважины. В результате гидродинамического взаимодействия системы наклонных криволинейных стволов с горизонтальной нагнетательной скважиной образуется чашеподобная область дренирования пласта.

На начальной стадии разработки во всех скважинах проводят термоциклическую обработку пласта с паровой стимуляцией. В последующем переходят на отбор пластовых флюидов через добывающие скважины с площадным воздействием на пласт через нагнетательные скважины.

В зависимости от поставленной цели разработка месторождения осуществляется в 1 или 2 этапа. На первом этапе осуществляется выработка запасов из чашеподобной области. Для этого производят отбор нефти из наклонных криволинейных стволов вертикальных скважин и нагнетание рабочего агента через горизонтальную нагнетательную скважину. После выработки запасов из чашеподобной области нагнетание рабочего агента в горизонтальную нагнетательную скважину и отбор нефти из вертикальных скважин прекращают.

Для дальнейшей разработки пласта в целом реализуется 2 этап, в соответствии с которым извлекают запасы нефти, оставшейся между чашеподобными областями. С этой целью в нижней части пласта между соседними чашеподобными областями бурят дополнительную горизонтальную добывающую скважину параллельно существующим горизонтальным нагнетательным скважинам двух соседних элементов. Затем осуществляется нагнетание рабочего агента в наклонные стволы вертикальных скважин с одновременным отбором нефти из горизонтальной добывающей скважины.

Сущность изобретения поясняется фигурами 1 и 2, где на фиг.1 - показано схематичное расположение двух соседних чашеподобных элементов залежи. На фиг.2 - показан разрез по линии А-А. На этих фигурах 1 - вертикальная скважина, 2 - наклонные криволинейные стволы, 3 - горизонтальная нагнетательная скважина, 4 - дополнительная горизонтальная добывающая скважина, 5 - подошва пласта, 6 - кровля пласта, 7 - забой вертикальной направляющей скважины, 8 - забой наклонных криволинейных стволов, 9 - чашеподобная область дренирования.

Способ осуществляется следующим образом.

Разработка мощных пластов с высоковязкими нефтями в неоднородных по проницаемости пластах осуществляют системой горизонтальных и вертикальных направляющих скважин, из которых проведены наклонные криволинейные стволы. Месторождение разбуривается по элементам, показанным на фиг.1 и 2, каждый из которых включает одну горизонтальную нагнетательную и не менее 4 наклонных криволинейных добывающих скважин. Каждую из вертикальных направляющих скважин (1) бурят от устья до точки (7), расположенной, в зависимости от радиуса криволинейного ствола, выше или ниже кровли пласта (6), из которой проводят наклонный криволинейный ствол (2), направленный к подошве (5) пласта. Наклонные криволинейные стволы бурят по пространственным траекториям, представляющим не более четверти окружности или параболы, лежащим в двух вертикальных, взаимно-перпендикулярных плоскостях. Стволы заканчиваются в точке их взаимного пересечения на некотором разумном расстоянии друг от друга (8). Горизонтальная нагнетательная скважина (3) лежит ниже кровли пласта и проходит через центр и параллельно двум сторонам воображаемого квадрата, образованного устьями вертикальных направляющих скважин. Перфорация наклонных криволинейных стволов проводится по всей нефтенасыщенной толщине пласта, при этом верхний интервал перфорации должен находиться на расстоянии не менее 10 метров по вертикали от горизонтальной нагнетательной скважины. В результате гидродинамического взаимодействия системы наклонных стволов с горизонтальной нагнетательной скважиной образуется чашеподобная область дренирования пласта (9).

На начальной стадии разработки во всех скважинах проводят термоциклическую обработку пласта с паровой стимуляцией. В последующем переходят на отбор пластовых флюидов через добывающие скважины с площадным воздействием на пласт через нагнетательные скважины.

В зависимости от поставленной цели разработка месторождения осуществляется в 1 или 2 этапа. На первом этапе осуществляется выработка запасов из чашеподобной области (9). Для этого производят отбор нефти из наклонных криволинейных стволов (2) вертикальных скважин (1) и нагнетание рабочего агента через горизонтальную нагнетательную скважину (3). После выработки запасов из чашеподобной области отбор нефти из наклонных добывающих скважин и нагнетание рабочего агента в горизонтальную скважину прекращают. Для дальнейшей разработки месторождения реализуют второй этап, который заключается в извлечении запасов нефти, оставшейся между чашеподобными областями. Для этого параллельно существующим нагнетательным скважинам (3) двух соседних элементов в нижней части пласта бурят дополнительную горизонтальную добывающую скважину (4). Затем осуществляется нагнетание рабочего агента через наклонные криволинейные стволы вертикальных скважин (2) с одновременным отбором нефти из горизонтальной добывающей скважины (4), расположенной между чашеподобными областями.

Примеры конкретного выполнения.

Пример 1. Необходимо осуществить разработку чашеподобной области пласта с высоковязкими нефтями толщиной 300 м и диаметром 500 м, при глубине пласта 1000 м.

С этой целью разбуривают область одним элементом, состоящим из четырех направляющих вертикальных и одной горизонтальной нагнетательной скважин. Четыре направляющие вертикальные скважины (1) бурят от устья до забоя (7), расположенного на глубине 1050 м, из которых проводят наклонные криволинейные стволы (2) длиной 392,5 м каждый, направленные к подошве (5) пласта. Наклонные криволинейные стволы бурят по пространственным траекториям, представляющим четверть окружности радиусом 250 м в двух вертикальных, взаимно-перпендикулярных плоскостях. Стволы заканчиваются в точке их взаимного пересечения на некотором разумном расстоянии друг от друга (8) и перфорированы в интервале 1070-1300 м (абсолютные отметки). Горизонтальная нагнетательная скважина длиной 350 м лежит на глубине 1050 м и проходит через центр и параллельно двум сторонам воображаемого квадрата, который образован устьями наклонных криволинейных стволов (2). В результате гидродинамического взаимодействия системы наклонных стволов с горизонтальной нагнетательной скважиной образуется чашеподобная область дренирования диаметром 500 м и высотой 250 м.

На начальной стадии разработки во всех скважинах проводят термоциклическую обработку пласта с паровой стимуляцией. Затем производят отбор нефти из наклонных криволинейных стволов (2) вертикальных скважин (1) и нагнетание рабочего агента через горизонтальную нагнетательную скважину (3). После выработки запасов из чашеподобной области отбор нефти из вертикальных добывающих скважин и нагнетание рабочего агента в горизонтальную скважину прекращают.

Пример 2. Необходимо осуществить разработку пласта с высоковязкими нефтями толщиной 300 м и диаметром 1000 м. Глубина пласта 1000 м.

С этой целью пласт разбуривается 2-мя элементами. Последовательность разработки для каждого из элементов аналогична примеру 1.

После выработки запасов из чашеподобной области каждого элемента для дальнейшей разработки месторождения реализуют второй этап, который заключается в извлечении запасов нефти, оставшейся между чашеподобными областями. Для этого на глубине 1250 м между чашеподобными областями бурят дополнительную горизонтальную добывающую скважину (4) длиной 350 м. Затем осуществляется нагнетание рабочего агента через наклонные криволинейные стволы вертикальных скважин между чашеподобными областями с одновременным отбором нефти из горизонтальной добывающей скважины.

1. Способ разработки мощных пластов с высоковязкими нефтями системой горизонтально-наклонных скважин, заключающийся 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, отличающийся тем, что 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, а верхний интервал перфорации находится 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.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что с целью дальнейшей разработки пласта в целом осуществляют бурение дополнительной горизонтальной добывающей скважины в нижней части пласта между областями дренирования, а наклонные криволинейные стволы вертикальной скважины переводят под нагнетание рабочего агента.



 

Похожие патенты:

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.

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.

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.

Изобретение относится к горному делу и может применяться для разработки газогидратных залежей, тепловой обработки призабойной зоны скважины и восстановления гидравлической связи пласта со скважиной.

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.

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.

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 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.

Группа изобретений относится к разработке месторождений с помощью пара. Технический результат - создание зоны стабилизации горения, возможность управления формой пламени, более полное сгорание текучих сред, регулирование эмиссии. Скважинный паровой генератор, содержащий компоновку головки горелки, имеющую корпус с каналом, проходящим через него, и зону расширения, пересекающую указанный канал, причем зона расширения содержит одну или более ступеней ввода топлива, выполненных для ввода топлива в камеру сгорания, причем одна или более ступеней ввода топлива имеют внутренний диаметр больший, чем внутренний диаметр указанного канала, и компоновку жаровой трубы, соединенную с компоновкой головки горелки ниже по потоку от корпуса. Компоновка жаровой трубы имеет корпус с одним или более каналами текучей среды, проходящими через указанный корпус, камеру сгорания, образованную внутренней поверхностью корпуса, и систему ввода текучей среды, находящуюся в сообщении по текучей среде с камерой сгорания. 5 н. и 39 з.п. ф-лы, 1 табл., 49 ил.

Группа изобретений относится к области добычи углеводородов водорода и/или других аналогичных продуктов. В частности, изобретения относятся к системам и способам, при которых для обработки различных подземных пластов, содержащих углеводороды, используют источники тепла. Обеспечивается повышение эффективности добычи. Сущность изобретения: система, предназначенная для обработки подземного пласта, содержит: ствол скважины, по меньшей мере частично расположенный в содержащем углеводороды пласте и содержащий, по существу, вертикальную часть и, по меньшей мере, две, по существу, горизонтальные или наклоненные части, соединенные с вертикальной частью; первый проводник, по меньшей мере, частично расположенный в первой из двух, по существу, горизонтальных или наклоненных частей ствола скважины, при этом, по меньшей мере, первый проводник содержит электропроводящий материал; второй проводник, по меньшей мере, частично расположенный во второй из двух, по существу, горизонтальных или наклоненных частей ствола скважины, при этом, по меньшей мере, второй проводник содержит электропроводящий материал; и источник электроэнергии, соединенный, по меньшей мере, с первым проводником и выполненный с возможностью электрического возбуждения электропроводящих материалов первого проводника для протекания тока между электропроводящими материалами первого проводника через, по меньшей мере, часть пласта до второго проводника и нагрева, по меньшей мере, части пласта между, по существу, горизонтальными или наклоненными частями ствола скважины. 2 н. и 17 з.п. ф-лы, 6 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение извлекаемых запасов за счет стабилизации теплового воздействия на пласт, возможности контроля за распределением теплоносителя в пласте и под пластом, а также за счет увеличения охвата пласта тепловым воздействием. Способ разработки битумных месторождений изометрической формы включает бурение теплонагнетательных скважин, закачку теплоносителя в пласт, бурение дренажной скважины, обезвоживание пласта и отбор продукции из пласта, причем при разработке месторождений изометрической формы бурят теплонагнетательные скважины кольцевого профиля, при этом тепломассоперенос осуществляется за счет вынужденной конвекции из теплонагнетательной скважины, а отбор продукции из пласта осуществляют через вертикальные дренажно-добычные скважины путем поршневого вытеснения битума и высоковязкой нефти перегретым паром высокого давления от периферии залежи к вертикальной дренажно-добычной скважине, а плотность потока определяют по формуле: Р=h(Tf-Ts), где Р - поток тепла через единицу площади или объема раздела фаз; h - коэффициент теплоотдачи; Tf - температура течения жидкости; Ts - температура твердой фазы, при этом радиус прогрева определяют по формуле: r = Q п ⋅ C п ⋅ τ π ⋅ h ⋅ i , где Qп - объемный расход нагнетаемого в пласт пара, м3/ч; Сп - скрытая удельная теплота парообразования при давлении нагнетания, кДж/кг; τ - время, ч; h - толщина продуктивного пласта, м; i - удельное теплосодержание пласта в зоне пара при расчетном давлении, кДж/кг. 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной и газодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки и безопасности процесса. Термогазохимический состав для обработки призабойной и удаленной зоны продуктивного пласта получают последовательной закачкой в скважину горюче-окислительного состава ГОС и инициатора реакции. Горюче-окислительный бинарный состав стабильный БСС содержит, мас.%: аммиачную селитру 15-50, нитрит натрия 15-40, стабилизатор 0-2, эмульгатор 0,1-2, нефть 10-25, воду остальное. Инициатор реакции для БСС представляет собой 15-37%-ный раствор неорганической кислоты. Горюче-окислительный бинарный состав вязкий БСВ содержит, мас.%: аммиачную селитру 15-50, нитрит натрия 15-40, стабилизатор 0-2, загуститель 0,1-0,5, воду остальное. Инициатор реакции для БСВ представляет собой 15-100%-ный раствор или эмульсию органической кислоты в углеводородной среде. Способ обработки призабойной и удаленной зоны продуктивного пласта эксплуатационных скважин включает закачку в пласт ГОС, закачку в пласт буферной жидкости, закачку в пласт инициатора реакции, соответствующего закаченному ГОС, закачку продавочной жидкости. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 2 табл., 2 пр., 2 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 области разработки месторождений углеводородов двухустьевыми скважинами и может быть использовано для отбора сверхвязкой нефти. Обеспечивает увеличение коэффициента вытеснения нефти из залежи, повышение надежности работы устройства, а также исключение преждевременного обводнения нефти. Сущность изобретения: устройство включает двухустьевую скважину с горизонтальным участком и дополнительный ствол с фильтром, насос для отбора продукции скважины и технологическую колонну труб для нагнетания теплоносителя. Согласно изобретению фильтр дополнительного горизонтального ствола размещен под обсаженной эксплуатационной колонной горизонтального участка двухустьевой скважины на расстоянии до 7 метров. При этом со стороны дополнительного горизонтального ствола перед фильтром установлен глухой пакер, а насос размещен в двухустьевой скважине со стороны устья, сообщенного с дополнительным горизонтальным участком. С противоположного устья спущены и концентрично размещены в обсаженной эксплуатационной колонне горизонтального участка двухустьевой скважины две технологические колонны труб. На устье технологические колонны оснащены нагнетательными линиями, обвязаны с парогенераторной установкой для осуществления замкнутой циркуляции теплоносителя по технологическим колоннам труб в обсаженной эксплуатационной колонне двухустьевой скважины без закачки теплоносителя в залежь с прогревом и снижением вязкости сверхвязкой нефти. Со стороны устья двухустьевой скважины, с которой спущен насос в интервал фильтра дополнительной эксплуатационной колонны, спущены термодатчики, а межколонное пространство обвязано с насосным агрегатом для закачки углеводородного растворителя в залежь через фильтр дополнительной эксплуатационной колонны. Предусмотрена возможность в процессе замкнутой циркуляции теплоносителя при достижении температуры разогрева и снижении вязкости сверхвязкой нефти в залежи, достаточной для растворения ее углеводородным растворителем, сигнализирования термодатчиками на станцию управления для отключения парогенераторной установки, проведения закачки углеводородного растворителя по межколонному пространству через фильтр дополнительной эксплуатационной колонны в залежь для разжижения разогретой сверхвязкой нефти в интервале фильтра дополнительной эксплуатационной колонны, проведения отбора насосом по технологической колонне труб разогретой и разжиженной сверхвязкой нефти. По мере отбора сверхвязкой нефти, снижения температуры и повышения вязкости сверхвязкой нефти выше допустимой для разжижения сверхвязкой нефти углеводородным растворителем в интервале фильтра дополнительной эксплуатационной колонны предусмотрена возможность сигнализирования термодатчиками на станцию управления подачей сигнала на включение парогенератора. При этом предусмотрена возможность повторения процесса. 3 ил.
Наверх