Устройство для разработки залежи сверхвязкой нефти



Устройство для разработки залежи сверхвязкой нефти
Устройство для разработки залежи сверхвязкой нефти
Устройство для разработки залежи сверхвязкой нефти

 


Владельцы патента RU 2525891:

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

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.

 

Изобретение относится к области разработки месторождений углеводородов двухустьевыми скважинами и может быть использовано для отбора сверхвязкой нефти.

Известно устройство для осуществления способа разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин (патент РФ №2340768, МПК E21B 43/24, опубл. в бюл. №34 от 10.12.2008 г.), включающее двухустьевые верхнюю нагнетательную и нижнюю добывающую скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, причем нагнетательная скважина на устье оборудована парогенератором, а добывающая - снабжена погружным насосом, при этом обе скважины по всей длине снабжены оптико-волоконным кабелем с термодатчиками.

Недостатками данного устройства являются:

- во-первых, большие финансовые и материальные затраты, связанные со строительством двухустьевых скважин (стоимость строительства двухустьевой скважины в три раза дороже в сравнении с одноустьевой скважиной), кроме того, термодатчики на оптико-волоконном кабеле размещены по всей длине обоих стволов двухустьевых скважин;

- во-вторых, о прорыве теплоносителя в горизонтальный участок добывающей скважины судят по показаниям термодатчиков, на основе которых строят термограммы паровой камеры, производят их анализ, на основании которого изменяют направление фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции. Данный процесс не происходит автоматически и требует постоянного контроля за температурным режимом в паровой камере.

Наиболее близким по технической сущности является устройство для осуществления способа разработки залежи высоковязкой нефти или битума (патент RU №2342524, МПК E21B 43/24, опубл. в бюл. №36 от 27.12.2008 г.), включающее двухустьевую скважину с обсадной колонной, обсаженную с двух концов до участка, который расположен в продуктивном пласте, насос для отбора продукции скважины, спущенный через одно устье скважины, и технологическую колонну для нагнетания теплоносителя, спущенную через другое устье скважины.

Недостатками данного устройства являются:

- во-первых, минимальное расстояние между горизонтальными стволами двухустьевых скважин должно составлять не менее 5-7 метров в зависимости от неоднородности и фильтрационно-емкостных свойств пласта с целью исключения прямого прорыва теплоносителя из ствола нагнетательной в ствол добывающей двухустьевой скважины, что ограничивает применение данного способа в месторождениях высоковязкой нефти или битума (сверхвязкой нефти), где толщина пласта составляет до 7 метров, например 3-4 метра;

- во-вторых, устройство обеспечивает закачку теплоносителя непосредственно в залежь, а пар, использующийся в качестве теплоносителя при работе устройства в залежи, превращается в конденсат, что приводит к его прорыву в ствол добывающей скважины и к преждевременному обводнению отбираемой сверхвязкой нефти, что снижает эффективность реализации устройства;

- в-третьих, оно обеспечивает только непрерывную закачку теплоносителя в нагнетательную скважину, что увеличивает затраты на теплоноситель;

- в четвертых, низкий коэффициент вытеснения высоковязкой нефти и битума, так как вытеснение сверхвязкой нефти из залежи осуществляется только за счет кондуктивного переноса тепла (образования паровой камеры) в залежи, получаемого за счет закачки теплоносителя в залежь.

Задачей изобретения является создание конструкции устройства, позволяющего увеличить коэффициент вытеснения сверхвязкой нефти из залежи, повысить эффективность работы устройства при вытеснении сверхвязкой нефти из залежи, а также исключить преждевременное обводнение отбираемой высоковязкой нефти или битума за счет разогрева и снижения вязкости сверхвязкой нефти без закачки теплоносителя в залежь с последующей обработкой залежи углеводородным растворителем.

Поставленная задача решается устройством для разработки залежи сверхвязкой нефти, включающим расположенные в пределах залежи двухустьевую скважину с горизонтальным участком, обсаженным эксплуатационной колонной, и дополнительный ствол, закрепленный дополнительной эксплуатационной колонной с фильтром, технологическую колонну труб с насосом для отбора продукции скважины, спущенную через одно устье скважины, и технологическую колонну труб для нагнетания теплоносителя, спущенную через другое устье скважины.

Новым является то, что фильтр в дополнительной эксплуатационной колонне дополнительного горизонтального ствола размещен под обсаженной эксплуатационной колонной горизонтального участка двухустьевой скважины на расстоянии до 7 метров, при этом в эксплуатационной колонне 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, причем на устье скважины технологические колонны труб оснащены нагнетательными линиями с вентилями, обвязаны с парогенераторной установкой, осуществляющей замкнутую циркуляцию теплоносителя по технологическим колоннам труб в обсаженной эксплуатационной колонне двухустьевой скважины без закачки теплоносителя в залежь с прогревом и снижением вязкости сверхвязкой нефти, причем 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, в процессе замкнутой циркуляции теплоносителя при достижении температуры разогрева и снижении вязкости сверхвязкой нефти в залежи, достаточной для растворения ее углеводородным растворителем, термодатчики сигнализируют на станцию управления, которая отключает парогенераторную установку. Затем производят закачку углеводородного растворителя по межколонному пространству через фильтр дополнительной эксплуатационной колонны в залежь с целью разжижения разогретой сверхвязкой нефти в интервале фильтра дополнительной эксплуатационной колонны, насосом по технологической колонне труб производят отбор разогретой и разжиженной сверхвязкой нефти, по мере отбора сверхвязкой нефти снижается температура и повышается вязкость сверхвязкой нефти выше допустимой для разжижения сверхвязкой нефти углеводородным растворителем в интервале фильтра дополнительной эксплуатационной колонны, о чем сигнализируют термодатчики на станцию управления, которая подает сигнал на включение парогенератора, в дальнейшем процесс повторяется.

На фиг. 1 схематично изображено устройство для разработки залежи сверхвязкой нефти в процессе замкнутой циркуляции теплоносителя.

На фиг. 2 схематично изображено устройство для разработки залежи сверхвязкой нефти в процессе закачки углеводородного растворителя.

На фиг. 3 схематично изображено устройство для разработки залежи сверхвязкой нефти в процессе отбора разогретой и разжиженной высоковязкой нефти или битума.

Сверхвязкая нефть или битум добывается на Ашальчинском месторождении Республики Татарстан Российской Федерации и в пластовых условиях имеет вязкость от 20000 до 30000 МПа·с (см. «Нефтегазовая Вертикаль» 10, 2011 г., с.88-91). Как видно из таблицы, стр.89, вязкость сверхвязкой нефти Ашальчинского месторождения составляет 25000 МПа·с.

Устройство для разработки залежи сверхвязкой нефти включает двухустьевую скважину 1 (см. фиг.1) с горизонтальным участком 2, расположенную в пределах залежи 3. Двухустьевая скважина 1 обсажена с двух концов устьев эксплуатационной колонной 4, например, выполненной из труб диаметром 168 мм. Далее, например, со стороны левого устья 5 для зарезки дополнительного горизонтального ствола 6 вырезают окно в эксплуатационной колонне 4 двухустьевой скважины 1 с помощью любого известного режущего инструмента, например с помощью УВУ (универсальное вырезающее устройство).

После чего производят бурение дополнительного горизонтального ствола 6 и его крепление дополнительной эксплуатационной колонной 7, например, из труб диаметром 120 мм с фильтром 8.

Фильтр 8 в дополнительной эксплуатационной колонне 7 дополнительного горизонтального ствола 6 размещен под эксплуатационной колонной 4 горизонтального участка 2 двухустьевой скважины 1 на расстоянии до 7 метров, которое определяется опытным путем для каждой залежи в зависимости от фильтрационно-емкостных свойств, например, на расстоянии H=4 м, при этом общая длина горизонтального участка 2, обсаженного эксплуатационной колонной 4 - L=250 м, а длина фильтра 8 дополнительного горизонтального ствола 6 - A=300 м.

Внутри эксплуатационной колонны 4 со стороны дополнительного горизонтального ствола 6 устанавливают глухой пакер 9, например в виде пакер-пробки (см. патент РФ №2346142, МПК 8 E21B 33/12, опубл. в бюл. №4 от 10.02.2009 г.).

Через левое 5 и правое 10 устья производят обустройство двухустьевой скважины 1. Для отбора разогретой высоковязкой нефти через левое устье 5 двухустьевой скважины 1 спускают колонну труб 11 с насосом 12 любой известной конструкции, например винтовой, Кроме того, в интервале фильтра 8 дополнительной эксплуатационной колонны 7 размещены термодатчики (на фиг.1, 2, 3 не показано), например, спущенные на оптико-волоконном кабеле (на фиг.1, 2, 3 не показано).

С противоположного устья 10 (см. фиг.1) последовательно спускают и концентрично размещают в обсаженной эксплуатационной колонне 4 горизонтального участка 2 двухустьевой скважины 1 две технологические колонны труб 13 и 14, например, диаметром 89 и 60 мм соответственно, причем технологическая колонна труб большего диаметра 13 оснащена на конце термостойким пакером 15, причем сначала спускают технологическую колонну 13 большего диметра и сажают пакер 15, а затем спускают технологическую колонну труб 14 меньшего диаметра до тех пор, пока нижний конец технологической колонны труб 14 на 1-2 метра не достигнет глухого пакера 9.

Пакер 15 выполнен термостойким, что позволяет работать при высокой температуре; например, выпускаемые научно-производственной фирмой «Пакер» (г.Октябрьский, Республика Башкортостан) пакеры с механической осевой установкой соответствующего типоразмера марки ПРО-ЯДЖ рассчитаны на максимальную температуру рабочей среды 200°C.

На устье 10 двухустьевой скважины 1 технологические колонны труб 13 и 14 оснащены вентилями 16 и 17 и обвязаны с парогенераторной установкой (ПГУ) 18, позволяющей производить замкнутую циркуляцию теплоносителя по технологическим колоннам труб в обсаженной эксплуатационной колонне 4 двухустьевой скважины 1 без закачки теплоносителя, например водяного пара, далее пара, при температуре 220-250°C в залежь 3.

Вентиль 16 размещен в составе нагнетательной линии, сообщающей технологическую колонну труб 13 с ПГУ 18. Вентиль 17 размещен на всасывающей линии, сообщающей технологическую колонну труб 14 с ПГУ 18.

На устье 5, со стороны которого спущен насос 12 в интервале фильтра 8 дополнительной эксплуатационной колонны 7, размещены термодатчики (на фиг.1, 2 и 3 не показано), а межколонное пространство 19 (см. фиг.1) обвязано с насосным агрегатом 20 через вентиль 21.

Насосный агрегат 20 позволяет производить закачку углеводородного растворителя в залежь 3 через фильтр 8 дополнительной эксплуатационной колонны 7. В качестве насосного агрегата 20 применяют, например, цементировочный агрегат марки ЦА-320. На устье 5 колонна труб 11 оснащена вентилем 22.

Устройство для разработки залежи сверхвязкой нефти работает следующим образом.

Закрывают вентиль 21 и 22, открывают вентили 16 и 17 и начинают закачку теплоносителя, например, водяного пара при температуре 220-250°C от парогенераторной установки (ПГУ) 18 через правое устье 10 (см. фиг.1) двухустьевой скважины 1 через вентиль 16 по технологической колонне труб 13 в обсаженную эксплуатационную колонну 4 в горизонтальном участке 2 двухустьевой скважины 1 без закачки теплоносителя в залежь 3 и дальнейшим подъемом теплоносителя по технологической колонне труб 14 через вентиль 17 в ПГУ 18, таким образом, производят замкнутую циркуляцию теплоносителя.

Наличие двух технологических колонн труб 13 и 14 обеспечивает наименьшие потери тепла в вертикальной части 23 эксплуатационной колонны 4 в процессе циркуляции и максимальную теплопередачу при контакте теплоносителя с эксплуатационной колонной 4 в горизонтальном участке 2 двухустьевой скважины 1, так как исключается контакт теплоносителя непосредственно с вертикальной частью 23 эксплуатационной колонны 4 скважины до достижения им горизонтального участка 2 двухустьевой скважины 1.

Глухой пакер 9 исключает попадание пара в эксплуатационную колонну 4 двухустьевой скважины 1 со стороны левого устья 5 и в дополнительный горизонтальный ствол 6.

В процессе замкнутой циркуляции пара в интервале фильтра 8 дополнительной эксплуатационной колонны 7 происходит повышение температуры, например, до 45°C и снижение вязкости в залежи сверхвязкой нефти 3 до величины, обеспечивающей разжижение нефти и битума в камере растворителя при последующей закачке углеводородного растворителя; например, при температуре 45°C вязкость сверхвязкой нефти снижается до µ=200 МПа·с, о чем термодатчики сигнализируют на станцию управления 24, и по сигналу со станции управления 24 отключается парогенераторная установка 18, закрываются вентили 16 и 17.

Изменение значения вязкости (µ, МПа·с) сверхвязкой нефти при нагревании или остывании, т.е. в зависимости от температуры (t, °C), определяется опытным путем до начала работы предлагаемого устройства в лабораторных условиях.

Открывают вентиль 21 и с помощью насосного агрегата 20 производят закачку углеводородного растворителя по межколонному пространству 19 (см. фиг.2) двухустьевой скважины 1 через фильтр 8 дополнительной эксплуатационной колонны 7 в залежь 3 с целью разжижения сверхвязкой нефти в нее, имеющей вязкость, как указано выше µ=200 МПа·с.

В качестве углеводородного растворителя применяют, например, Нефрас А-130/150 (ГОСТ 10214-78), который закачивают в объеме, определяемом опытным путем в зависимости от емкостно-фильтрационных свойств залежи 3 сверхвязкой нефти, например, закачивают углеводородный растворитель марки Нефрас А-130/150 в объеме 5 м3. По окончании закачки углеводородного растворителя закрывают вентиль 21 и открывают вентиль 22.

Также в качестве углеводородного растворителя может быть применен Пефрас-С 150/200 по ТУ 38.40125-82 или Нефрас-Ар 120/200 по ТУ 38.101809-80.

За счет диффузии углеводородного растворителя сверхвязкая нефть разжижается и стекает по границам камеры растворителя под действием гравитационных сил через фильтр 8 в дополнительную эксплуатационную колонну 7.

Откуда насосом 12 (см. фиг.3) по колонне труб 11 производят отбор разогретой и разжиженной высоковязкой нефти и битума на поверхность через открытый вентиль 22.

По мере отбора сверхвязкой нефти снижается температура, например, 20°C и повышается ее вязкость выше допустимой для разжижения углеводородным растворителем сверхвязкой нефти в камере растворителя, что не позволяет углеводородному растворителю разжижать сверхвязкую нефть. Это обусловлено тем, что углеводородный растворитель в зависимости от типа разжижает сверхвязкую нефть в определенном диапазоне вязкости сверхвязкой нефти, и, например, при достижении вязкости сверхвязкой нефти в залежи 3 сверхвязкой нефти µ=4000 МПа·с и ниже углеводородный растворитель не разжижает сверхвязкую нефть.

Поэтому при превышении вязкости сверхвязкой нефти выше допустимой, т.е. µ=4000 МПа·с, термодатчики сигнализируют на станцию управления 24, которая подает сигнал на включение парогенератора 18, и в дальнейшем процесс повторяется.

Предлагаемое устройство позволяет увеличить коэффициент вытеснения сверхвязкой нефти и повысить эффективность работы устройства при вытеснении высоковязкой нефти или битума из залежи за счет разогрева и снижения вязкости сверхвязкой нефти без закачки теплоносителя в залежь с последующей обработкой залежи углеводородным растворителем, а также исключить преждевременное обводнение отбираемой высоковязкой нефти или битума за счет разработки залежи сверхвязкой нефти без закачки воды в пласт.

Устройство для разработки залежи сверхвязкой нефти, включающее расположенные в пределах залежи двухустьевую скважину с горизонтальным участком, обсаженным эксплуатационной колонной, и дополнительный ствол, закрепленный дополнительной эксплуатационной колонной с фильтром, технологическую колонну труб с насосом для отбора продукции скважины, спущенную через одно устье скважины, и технологическую колонну труб для нагнетания теплоносителя, спущенную через другое устье скважины, отличающееся тем, что фильтр в дополнительной эксплуатационной колонне дополнительного горизонтального ствола размещен под обсаженной эксплуатационной колонной горизонтального участка двухустьевой скважины на расстоянии до 7 метров, при этом в эксплуатационной колонне 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, причем на устье скважины технологические колонны труб оснащены нагнетательными линиями с вентилями, 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, причем 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 с целью 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.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к системе и способу добычи нефти. Обеспечивает повышение нефтеотдачи пласта и производства сероуглерода.

Изобретение относится к нефтяной и газодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки и безопасности процесса.

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.

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.

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.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности добычи высоковязкой нефти.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к термическим способам добычи высоковязкой нефти и/или битума при наличии водонефтяных зон или водонефтяного контакта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к термошахтным способам разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов.

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.

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.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений. Технический результат - повышение эффективности добычи высоковязкой и тяжелой нефти термическим воздействием. Способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием включает бурение в пределах одного пласта параллельных горизонтальных или наклонно-горизонтальных нагнетательных скважин и добывающей скважины, закачку теплоносителя в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающей скважины. Добывающую скважину располагают на равномерном расстоянии от забоев нагнетательных скважин, исключающим прорыв теплоносителя, но позволяющим создать гидродинамическую связь с нагнетательными скважинами. Нагнетательные скважины снабжают двумя параллельными каналами с чередующимися по расстоянию фильтрами в продуктивном пласте. Каналы используют для нагнетания теплоносителя, а после прогрева пласта один из каналов - для внутрискважинного перетока продукции в сторону добывающей скважины. 3 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи пласта, снижение обводненности продукции, уменьшение объемов закачки вытесняющего агента, поддержание пластового давления и температуры в стволе добывающей скважины. Способ разработки залежей высоковязких нефтей и битумов при тепловом воздействии включает строительство добывающей скважины с горизонтальным вскрытым участком в продуктивном пласте, строительство нагнетательной скважины с горизонтальным вскрытым участком, расположенным над аналогичным участком добывающей скважины в этом же пласте, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции пласта из добывающей скважины. Горизонтальные скважины бурят параллельно в противоположных направлениях с размещением забоя напротив входа горизонтальной близлежащей скважины в пласт. По геофизическим исследованиям определяют нефтенасыщенность в зоне добывающей скважины. В зависимости от нефтенасыщенности в интервалы с наименьшей нефтенасыщенностью закачивают водонепроницаемый состав. Для исключения гидродинамической связи изоляцию указанных участков производят с охватом смежных участков по 2-3 м с каждой стороны. Закачку теплоносителя над изолированным участком добывающей скважины производят в меньшем объеме по сравнению с другими зонами за счет того, что по стволу горизонтальной нагнетательной скважины интервал вскрытия больше в 2 раза над изолированными участками горизонтальной добывающей скважины, чем над другими зонами. 1 ил., 1 пр.

Группа изобретений относится к способу и системам регулирования температуры текучих сред, добываемых из коллектора для предотвращения перегрева смежного геологического пласта. Охлаждающая текучая среда подается через кольцевое пространство, образованное между эксплуатационной колонной насосно-компрессорных труб и эксплуатационной обсадной колонной, сообщающимися текучей средой с коллектором. Охлаждающая текучая среда смешивается с текучей средой коллектора, и текучие среды получают через эксплуатационную колонну насосно-компрессорных труб. Температура добываемых текучих сред регулируется или уменьшается теплообменом с охлаждающей текучей средой, подаваемой через кольцевое пространство для предотвращения чрезмерного рассеяния тепла в геологический пласт. Техническим результатом является повышение эффективности тепловой защиты пласта и регулирования температуры текучих сред. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - исключение обводненности пласта и отбираемой нефти, возможность реализации способа на месторождении битума с пластами толщиной до 5-7 м, равномерность выработки месторождения, увеличение коэффициента вытеснения нефти из пласта. Способ разработки месторождения сверхвязкой нефти включает строительство двухустьевых с горизонтальными участками верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин, оснащенных фильтрами с отверстиями, расположенными друг над другом. Фильтр горизонтального участка нагнетательной скважины разделяют на две зоны прогрева. Внутри фильтра напротив каждой из зон прогрева устанавливают заглушенные с концов хвостовики с отверстиями, которые спускают на концах технологических колонн труб с устьев нагнетательной скважины. Хвостовики жестко соединены с соответствующими технологическими колоннами труб с возможностью герметичного закрытия или открытия отверстий фильтра горизонтального участка нагнетательной скважины. На поверхности обвязывают внутренние пространства технологических колонн труб нагнетательной скважины трубопроводом с вентилями между собой, а также обвязывают межколонные пространства нагнетательной скважины всасывающим и нагнетательным трубопроводами, оснащенными вентилями с парогенераторной установкой. Гидравлическими линиями с вентилями обвязывают насосный агрегат с межколонными пространствами нагнетательной скважины. При закрытых отверстиях фильтра горизонтального участка нагнетательной скважины производят разогрев межскважинной зоны пласта, снижают вязкость сверхвязкой нефти в пласте замкнутой циркуляцией теплоносителя по межколонным и внутренним пространствам верхней и нижней двухустьевых скважин посредством парогенераторной установки без закачки теплоносителя в пласт и производят отбор разогретой сверхвязкой нефти из добывающей скважины. В процессе замкнутой циркуляции теплоносителя по нагнетательной скважине при повышении температуры в зоне отбора добывающей скважины до значения, соответствующего вязкости сверхвязкой нефти в пласте, достаточной для растворения ее углеводородным растворителем, отключают парогенераторную установку и прекращают циркуляцию теплоносителя. Открывают отверстия фильтра горизонтального участка верхней нагнетательной двухустьевой скважины путем совмещения их с отверстиями хвостовиков. Насосным агрегатом производят закачку углеводородного растворителя через межколонные пространства и фильтр в пласт с образованием в пласте камеры растворителя, в которой происходит разжижение разогретой сверхвязкой нефти. При этом продолжают отбор разогретой и разжиженной сверхвязкой нефти из добывающей скважины. По мере отбора разогретой и разжиженной сверхвязкой нефти вследствие прекращения циркуляции пара снижается температура и повышается вязкость сверхвязкой нефти в зоне отбора до значения, соответствующего вязкости сверхвязкой нефти в пласте, недостаточной для ее растворения углеводородным растворителем. После чего отключают насосный агрегат и закрывают отверстия фильтра верхней нагнетательной двухустьевой скважины путем разобщения их с отверстиями хвостовиков. Включают парогенераторную установку и возобновляют циркуляцию теплоносителя в верхней нагнетательной двухустьевой скважине. В дальнейшем процесс повторяется. 5 ил.

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. Технический результат - повышение нефтеотдачи, темпов отбора нефти с одновременной экономией эксплуатационных затрат. Способ разработки участка нефтяного месторождения включает бурение на залежи сверхвязкой нефти горизонтальных пар скважин для проведения парогравитационного дренирования и бурение на залежи вязкой или высоковязкой нефти, расположенной ниже в структурном плане, нагнетательных и добывающих скважин, закачку пара в нагнетательные скважины парогравитационного дренирования и горячей воды в нагнетательные скважины залежи вязкой или высоковязкой нефти, отбор продукции из добывающих скважин, разделение на устье нефти и воды и повторное использование данной воды. На залежи вязкой или высоковязкой нефти бурят вертикальные и горизонтальные добывающие скважины и вертикальные и/или наклонно-направленные нагнетательные скважины как законтурные или как центры пяти-, семи- или девятиточечных элементов с добывающими скважинами вокруг, часть из которых может отсутствовать. Отбираемую горячую воду из горизонтальных добывающих скважин залежи сверхвязкой нефти после отделения на устье от нефти закачивают через вертикальные и/или наклонно-направленные нагнетательные скважины в залежь вязкой или высоковязкой нефти. Расстояние между устьем добывающей скважины сверхвязкой нефти и нагнетательной скважины вязкой или высоковязкой нефти, а также промежуточного оборудования назначают из условия обеспечения потери температуры перекачиваемой воды не более чем на 10°C при любых климатических условиях данного региона. Отбираемую и отделенную в отстойнике от нефти воду из залежи вязкой или высоковязкой нефти подают в парогенератор, где производят процесс ее парообразования, отделения от примесей и доведения до степени сухости 0,6-0,8, и закачивают через горизонтальные нагнетательные скважины в залежь сверхвязкой нефти, формируя, таким образом, непрерывный цикл циркуляции воды для разработки двух объектов с применением тепла. При этом для обеспечения необходимых уровней компенсации отбора закачкой производят регулировку объемов закачки воды из отстойника, где нефть отделяют от воды после подъема продукции из залежи вязкой или высоковязкой нефти. 1 табл., 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - эффективное вытеснение битума и 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 изометрических залежей природного битума включает бурение теплонагнетательных скважин, закачку теплоносителя в пласт, бурение вертикальной дренажно-добычной скважины в центре залежи, обезвоживание и осушение пласта, отбор продукции из пласта. Причем бурят теплонагнетательные двухустьевые скважины горизонтально-кольцевого профиля радиусом, равным радиусу изометрической залежи. Бурение осуществляют методом колтюбинга (гибкой трубой) с оставлением гибкой трубы в скважине в качестве обсадной колонны. Гибкая труба не цементируется. Перфорацию гибкой трубы осуществляют к центру залежи и к вертикальной дренажно-добычной скважине. 3 ил.

Изобретение относится к области газовой и нефтяной промышленности и, в частности, к разработке месторождений - залежей газовых гидратов. Обеспечивает повышение эффективности добычи газа из газогидратных залежей. Сущность изобретения: способ включает создание в зоне залегания газовых гидратов неравновесных термобарических условий путем уменьшения в ней давления и/или подвода тепла, удаление газа и пластовой жидкости, образующихся из гидратов, при этом газ подвергают очистке и осушке, подачу очищенного и осушенного газа потребителю, размещение, при необходимости, в скважине локального источника нагрева. Согласно изобретению вне зоны залегания газовых гидратов формируют область пониженного давления, которая представляет собой фазный разделитель с давлением 0,3-0,5 от исходной величины давления в зоне залегания газовых гидратов и ресивер с управляемыми клапанами. Осуществляют сброс добываемого газа и пластовой жидкости в фазный разделитель пониженного давления и закачку нагретого осушенного газа в зону залегания газовых гидратов. Эти операции производят поочередно и таким образом, что инициируют в породе зоны залегания газовых гидратов тепловые барические волны, обеспечивающие уменьшение локального давления в порах породы зоны залегания газовых гидратов. 5 з.п. ф-лы, 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых месторождений. Техническим результатом изобретения является учет влияния изменения напряженного состояния газоносного пласта на изменение коэффициентов фильтрационного сопротивления призабойной зоны. Сущность изобретения: способ включает проводку добывающей галереи в продуктивном нефтяном пласте или ниже него, бурение из добывающей галереи подземных пологонаклонных и/или горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин, закачку пара от поверхностной пароподающей скважины через нагнетательные скважины и отбор пластовой жидкости через добывающие скважины. Согласно изобретению одну нагнетательную и одну добывающую скважину объединяют в пару, представляющую отдельный дренажно-нагнетательный элемент. Траектории бурения нагнетательной и добывающей скважин в каждом дренажно-нагнетательном элементе прокладывают с учетом расположения забоев скважин на контуре участка в непосредственной близости друг от друга вплоть до пересечения их между собой, образуя зону схождения забоев. При этом в плане траектории нагнетательных скважин двух соседних дренажно-нагнетательных элементов располагают между добывающими скважинами, а устья каждой пары нагнетательных и добывающих скважин соседних дренажно-нагнетательных элементов образуют в галерее зону схождения устьев. При этом дренажно-нагнетательные элементы распределяют равномерно по всей площади участка в один или несколько ярусов в зависимости от толщины пласта. 1 пр., 4 ил.

Группа изобретений относится к системам и способам для добычи продукции из подземных пластов. Способ нагрева подземного пласта включает подведение тепла от множества нагревателей по меньшей мере к одному участку подземного пласта путем циркуляции теплопереносящей текучей среды через по меньшей мере один трубопровод по меньшей мере в одном из указанных нагревателей. При этом обеспечивают возможность для части по меньшей мере одного из указанных трубопроводов по меньшей мере одного из нагревателей перемещаться относительно устья скважины с соответствующим нагревателем с использованием одного или более скользящих уплотнений в указанном устье скважины с тем, чтобы скомпенсировать тепловое расширение трубопровода. Техническим результатом является повышение эффективности нагрева пласта. 4 н. и 15 з.п. ф-лы, 1 табл., 24 ил.

Изобретение относится к извлечению углеводородов из коллектора. Технический результат - повышение производительности добычи углеводородов. Способ извлечения углеводородов из коллектора содержит этапы, на которых обеспечивают наличие установки, содержащей: нагнетательную скважину, снабженную двумя обсадными колоннами для нагнетания пара, каждая из которых содержит вентиль для нагнетания пара, продуктивную скважину, снабженную по меньшей мере одной обсадной колонной для извлечения углеводородов, группу измерительных датчиков, включающую в себя по меньшей мере датчики потока или давления, расположенные на поверхности в области указанных вентилей для нагнетания пара двух обсадных колонн нагнетательной скважины, по меньшей мере один насос для извлечения углеводородов, размещенный в продуктивной скважине, автомат для управления и контроля за работой установки; нагнетают пар в нагнетательную скважину; извлекают углеводороды посредством насоса продуктивной скважины; управляют скоростью насоса на основе разности между температурой, измеренной на входе насоса, и температурой испарения, рассчитанной на основе давления, измеренного на входе насоса; удерживают группу параметров в диапазоне заданных предельных значений путем регулировки частоты вращения насоса в продуктивной скважине и/или путем регулировки скорости потока нагнетаемого пара в нагнетательной скважине; сравнивают измеренные скорости потока с минимальными параметризованными значениями скорости потока; подают аварийный сигнал и/или выключают установку в случае, если измеренные значения ниже параметризованных значений. 2 н. и 12 з.п. ф-лы, 2 ил.
Наверх