Способ извлечения углеводородов из коллектора и установка для извлечения углеводородов



Способ извлечения углеводородов из коллектора и установка для извлечения углеводородов
Способ извлечения углеводородов из коллектора и установка для извлечения углеводородов

 


Владельцы патента RU 2530175:

ТОТАЛЬ С.А. (FR)

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.

 

Изобретение относится к способу извлечения углеводородов из коллектора и к установке для извлечения углеводородов.

Коллекторы рассматриваемого типа могут содержать вязкие нефти. По определению, используемому геологической службой США, обычно определение "тяжелая нефть" относится к нефти с плотностью менее градусов 22 API и вязкостью более 100 сП; "сверхтяжелая нефть" - к нефти с плотностью менее 10 градусов API и вязкостью более 100 сП и "битуминозные пески" - к нефти с плотностью от 7 до 12 градусов API и вязкостью более 10000 сП.

Вязкость нефти может иметь различные значения в зависимости от воздействующих температур и давлений. Чем выше температура, тем меньше вязкость нефти. Вязкость в условиях естественного залегания соответствует вязкости нефти в условиях давления и температуры, имеющих место в коллекторе.

Способом с подачей холодного сырья можно получить лишь нефти с достаточно малой вязкостью в условиях естественного залегания. Такие нефти относят к подвижным нефтям. При превышении вязкостью определенного значения, в частности, при значениях, соответствующих тяжелым нефтям, сверхтяжелым нефтям и битуминозным пескам, необходимо использовать другие способы, например термические, предусматривающие нагнетание водяного пара в коллектор. В процессе конденсации водяного пара происходит передача удельной теплоты водяного пара коллектору. Повышение температуры в коллекторе приводит к уменьшению вязкости нефти и, следовательно, к увеличению ее подвижности в указанном коллекторе.

При гравитационном дренировании при закачке пара (ГДЗП, SAGD) осуществляют термическое восстановление малоподвижных или неподвижных нефтей на основе дренирования действием гравитационной силы. Указанный способ ГДЗП (SAGD), применимый к тяжелым нефтям, сверхтяжелым нефтям и битуминозным пескам, предусматривает использование группы, содержащей пары горизонтальных скважин, в целом равномерно распределенных в коллекторе. "Пара скважин" относится к паронагнетательной скважине, пробуренной приблизительно на 5 м больше, чем продуктивная скважина. Длина каждой скважины составляет несколько сот метров, при этом расстояние между соседними парами составляет обычно 100-150 м. Пар непрерывно нагнетают в продуктивную (или нагнетательную) скважину с созданием при этом паровой камеры вокруг нагнетательной скважины. Под действием силы тяжести конденсированные нефть и пар стекают по стенкам паровой камеры до нижней скважины, откуда их извлекают путем откачивания. При извлечении битуминозных песков требуется сначала предварительно нагреть коллектор путем циркуляции пара в обеих скважинах для обеспечения сообщения между указанными скважинами. Способ ГДЗП (SAGD) описан, в частности, в патентном документе СА 1130201.

Управление работой скважин с использованием ГДЗП (SAGD) предусматривает воздействие и на продуктивную скважину (например воздействие на частоту вращения насоса), и на нагнетательную скважину (регулировка скорости потока нагнетаемого пара).

Кроме того, при использовании ГДЗП (SAGD), учитывая, что создание паровой камеры происходит постепенно, добыча углеводородов не имеет непрерывный характер - другими словами, скорость потока углеводородов в области насоса не является постоянной. Величина давления в забое является крайне изменчивой и непредсказуемой. При этом давление в коллекторе ни в коем случае не должно превышать предельной величины, соответствующей в общем случае давлению гидроразрыва. Следовательно, важно обеспечить управление давлением в коллекторе в реальном времени.

Что касается месторождений, разрабатываемых на севере Канады, где зимние температуры очень низки, ручное управление скважинами крайне затруднительно.

Исходя из указанных соображений надежности и безопасности, целесообразно создать способ автоматического управления скважинами ГДЗП (SAGD) на стадии эксплуатации.

В патентном документе WO 2008079799 описан способ извлечения углеводородов, в соответствии с которым открытие вентиля регулируют автоматически на основе измеряемого физического параметра (например, наличия песка).

При этом неизвестны автоматические устройства для использования в ГДЗП (SAGD) на стадии эксплуатации или на стадии циркуляции.

Таким образом, существует потребность в разработке эффективного способа извлечения углеводородов, в частности, в виде тяжелой нефти.

Для решения указанной задачи данным изобретением предложен способ извлечения углеводородов из коллектора, содержащий этапы, на которых:

- обеспечивают наличие установки, содержащей:

нагнетательную скважину, снабженную по меньшей мере одной обсадной колонной для нагнетания пара,

продуктивную скважину, снабженную по меньшей мере одной обсадной колонной для извлечения углеводородов, группу измерительных датчиков,

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.

В соответствии с одним из вариантов, способ дополнительно предусматривает следующее:

- 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.

В соответствии с одним из вариантов, в качестве одного из управляемых параметров выбирают давление в коллекторе в области нагнетательной скважины, причем дополнительно способ предусматривает изменение скорости потока нагнетаемого пара в нагнетательной скважине.

В соответствии с одним из вариантов, в качестве одного из управляемых параметров выбирают разность температур в точке на протяжении продуктивной скважины, представляющую собой разность между температурой текучих сред в продуктивной скважине в указанной точке и температурой испарения, рассчитанной на основе давления в указанной точке, причем способ предусматривает, что на основе указанного управляемого параметра регулируют скорость потока нагнетаемого пара в нагнетательной скважине.

В соответствии с одним из вариантов, нагнетательную скважину снабжают по меньшей мере двумя обсадными колоннами для нагнетания пара.

В соответствии с одним из вариантов, установку дополнительно снабжают датчиками температуры, при этом продуктивную скважину снабжают по существу вертикальной частью и по существу горизонтальной частью, конец которой представляет собой призабойную зону продуктивной скважины, причем указанные части соединяют коленом, причем в качестве одного из управляемых параметров выбирают разность между температурой, измеренной в области колена продуктивной скважины, и температурой, измеренной в призабойной зоне продуктивной скважины, причем дополнительно способ предусматривает регулировку распределения нагнетаемого пара между двумя обсадными колоннами нагнетательной скважины.

В соответствии с одним из вариантов, в нагнетательной скважине установки устанавливают датчики температуры, причем способ предусматривает, что на основе температурных профилей, полученных в области нагнетательной скважины, регулируют распределение пара при нагнетании нагнетательными обсадными колоннами нагнетательной скважины.

В соответствии с одним из вариантов, в качестве одного из управляемых параметров дополнительно выбирают давление в межтрубном пространстве вокруг экстракционной обсадной колонны продуктивной скважины, причем дополнительно способ предусматривает, что на основе указанного управляемого параметра приводят в действие вентиль вентилирования межтрубного пространства и/или меняют частоту вращения насоса.

В соответствии с одним из вариантов, в качестве одного из управляемых параметров дополнительно выбирают мощность, потребляемую насосом, причем способ предусматривает, что на основе указанного управляемого параметра меняют частоту вращения насоса.

В соответствии с одним из вариантов, в качестве одного из управляемых параметров дополнительно выбирают крутящий момент, приложенный к насосу, рассчитываемый автоматом на основе частоты вращения насоса и потребляемой насосом мощности, причем способ предусматривает, что на основе указанного управляемого параметра меняют частоту вращения насоса.

В соответствии с одним из вариантов, нагнетательную скважину снабжают двумя обсадными колоннами для нагнетания пара, каждая из которых содержит вентиль для нагнетания пара, причем дополнительно установку снабжают датчиками потока или давления, расположенными на поверхности в области указанных вентилей для нагнетания пара первой и второй обсадных колонн нагнетательной скважины, причем способ предусматривает следующее:

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.

В соответствии с одним из вариантов, нагнетательную скважину снабжают двумя обсадными колоннами для нагнетания пара, каждая из которых содержит вентиль для нагнетания пара, причем дополнительно установку снабжают датчиками потока или давления, расположенными на поверхности в области указанных вентилей для нагнетания пара первой и второй обсадных колонн нагнетательной скважины, причем способ предусматривает следующее:

сравнивают измеренные скорости потока с максимальными параметризованными значениями скорости потока;

- уменьшают скорость потока нагнетаемого пара в случае, если измеренное давление больше максимального параметризованного давления.

В соответствии с одним из вариантов, в качестве одного из управляемых параметров дополнительно выбирают разность между давлением, измеренным при всасывании насоса, и предельным параметризованным давлением, причем способ предусматривает, что на основе указанного управляемого параметра подают аварийный сигнал и/или меняют частоту вращения насоса.

В соответствии с одним из вариантов, в качестве одного из управляемых параметров дополнительно выбирают скорость уменьшения давления при всасывании насоса, причем способ предусматривает, что на основе указанного управляемого параметра подают аварийный сигнал и/или меняют частоту вращения насоса.

Кроме того, изобретение относится к установке, содержащей:

нагнетательную скважину, снабженную по меньшей мере одной обсадной колонной для нагнетания пара;

продуктивную скважину, снабженную обсадной колонной для извлечения углеводородов;

группу измерительных датчиков;

по меньшей мере один насос для извлечения углеводородов, размещенный в продуктивной скважине;

автомат для управления и контроля за работой установки, выполненный с возможностью управления скоростью насоса на основе разности между температурой, измеренной на входе насоса, и температурой испарения, рассчитанной на основе давления, измеренного на входе насоса.

В соответствии с одним из вариантов, нагнетательная скважина и продуктивная скважина расположены по существу параллельно.

В соответствии с одним из вариантов, нагнетательная скважина снабжена первой обсадной колонной и второй обсадной колонной для нагнетания пара, причем первая обсадная колонна короче второй обсадной колонны, причем указанные обсадные колонны являются концентрическими.

Остальные признаки и преимущества изобретения будут очевидны по прочтении нижеследующего подробного описания частных вариантов осуществления, приводимых исключительно в качестве примера и со ссылками на сопроводительные чертежи, на которых:

фиг.1 - схематический вид заявленной установки, верхняя скважина которой содержит две параллельные обсадные колонны, при этом нижняя скважина содержит одну колонну, с которой связан насос;

фиг.2 - схематический вид верхней скважины другой заявляемой установки, причем указанная верхняя скважина содержит две концентрические обсадные колонны.

Объектом изобретения является способ извлечения углеводородов из коллектора посредством установки, содержащей нагнетательную скважину и продуктивную скважину. Насос, размещенный в продуктивной скважине, обеспечивает извлечение углеводородов. Способ предусматривает управление скоростью насоса на основе разности между температурой испарения воды, рассчитываемой при давлении, измеренном на входе насоса, и температурой, измеренной на входе насоса.

Это позволяет оптимизировать скорость насоса в реальном времени, обеспечивая тем самым постоянство оптимальных условий эксплуатации. Кроме того, это позволяет повысить эффективность способа извлечения и производительность добычи углеводородов.

На фиг.1 показан коллектор 10 с двумя скважинами 12, 112. Первая скважина 12 представляет собой паронагнетательную скважину; вторая скважина 112 представляет собой продуктивную скважину для добычи углеводородов. Продуктивная скважина 11 размещена в коллекторе ниже нагнетательной скважины 12. Расстояние между указанными скважинами составляет приблизительно от 5 до 8 метров.

В подземном коллекторе 10 содержатся малоподвижные или неподвижные углеводороды, например тяжелые нефти, сверхтяжелые нефти или битуминозные пески. Каждая скважина имеет два конца, при этом верхний конец находится на поверхности, а нижний конец - в коллекторе. Кроме того, скважина содержит две отдельные части - вертикальную, или слегка наклоненную по отношению к вертикали, часть 14, 114, соединенную с верхним концом скважины, и по существу горизонтальную часть 16, 116, соединенную с нижним концом скважины. Имеется соединительный элемент, или колено 48, 148, обеспечивающий соединение по существу вертикальных частей 14, 114 с по существу горизонтальными частями 16, 116. По существу вертикальная часть 14, 114 скважины покрыта сплошной обшивкой. По существу горизонтальная часть 16, 116 покрыта прерывистой обшивкой, то есть ее обшивка снабжена отверстиями, обеспечивающими, в случае нагнетательной скважины 12, возможность прохождения пара от нагнетательной скважины к коллектору, и в случае продуктивной скважины 112 - возможность прохождения углеводородов от коллектора внутрь продуктивной скважины 112. Кроме того, можно предусмотреть возможность использования скважины иной конструкции, с единственной по существу горизонтальной частью 16, 116, если имеется наклон основания.

Скважина 12 может содержать единственную обсадную колонну для нагнетания пара. Скважина 12 может содержать две обсадные колонны: первую нагнетательную колонну 18 и вторую нагнетательную колонну 20. Обсадные колонны могут иметь разную геометрическую форму. В примере с фиг.1 две обсадные колонны параллельны друг другу. Первая обсадная колонна 18 проходит от верхнего конца нагнетательной скважины 12 до нижнего конца нагнетательной скважины 12, называемого также призабойной зоной 50. Вторая обсадная колонна 20 проходит от верхнего конца нагнетательной скважины 12 до области вблизи колена, соединяющего части 14 и 16. То есть первая обсадная колонна 18 длиннее второй колонны 20. В обе нагнетательные обсадные колонны 18, 20 можно нагнетать пар. Вследствие различия в длине обсадных колонн 18 и 20 пар нагнетают одновременно в колено 48 и в призабойную зону 50 нагнетательной скважины 12 в направлении коллектора, что обеспечивает эффективное распределение пара в той области коллектора, что расположена вблизи горизонтальной части нагнетательной скважины 12.

На фиг.2 представлена другая конструкция скважины, в которой обсадные колонны 18, 20 являются концентрическими. Например, обсадная колонна 18, конец которой расположен в области нижнего конца нагнетательной скважины 12, помещена в обсадную колонну 20, нижний конец которой находится в области колена. Соответственно, обсадная колонна 18 выходит за пределы колонны 20.

В другой конструкции скважины нагнетательная скважина 12 снабжена единственной обсадной колонной 18, нижний конец которой занимает две трети расстояния между коленом и нижним концом скважины 12. В обсадной колонне 18 между коленом и нижним концом обсадной колонны 18 выполнены отверстия, что обеспечивает возможность нагнетания пара в коллектор и создания паровой камеры.

Обсадные колонны 18, 20 нагнетательной скважины 12 снабжены вентилями 22, 24, позволяющими управлять потоком пара при нагнетании. При этом вентиль 22 позволяет управлять скоростью нагнетания в обсадную колонну 18, при этом вентиль 24 позволяет управлять скоростью нагнетания в обсадную колонну 20. Открывание вентилей 22 и 24 является регулируемым, что позволяет точно регулировать скорость потока в обсадных колоннах 18, 20. Регулируемое открывание позволяет увеличивать или уменьшать степень открывания, что обеспечивает возможность непрерывного управления вентилями. Таким образом, вместо последовательного ступенчатого открывания вентилей обеспечено постоянное управление вентилями путем их открывания или закрывания в зависимости от реакции скважины.

В соответствии с одним из вариантов осуществления, нагнетательная скважина 12 снабжена датчиком 207 давления, измеряющим давление в области колена 48 указанной скважины. Можно применить датчик прямого действия, внешний пузырьковый датчик или виртуальный датчик. В этом случае давление вычисляют по существу из значения давления, измеренного на поверхности датчиками 210, 211, размещенными на поверхности ниже по потоку от вентилей 24, 22. На фиг.1 изображенный датчик 207 давления является датчиком пузырькового типа. При необходимости другой датчик давления можно поместить в призабойной зоне нагнетательной скважины (на фиг.1 не показано).

В соответствии с одним из частных вариантов осуществления, в нагнетательной скважине 12 установлены датчики 208 температуры. Такими датчиками могут быть, например, датчики в виде оптического волокна, проложенного в скважине и закрепленного на обсадной колонне 18.

Продуктивная скважина 112 снабжена обсадной колонной 120, посредством которой извлеченные из коллектора углеводороды доставляют на поверхность. Верхний конец экстракционной обсадной колонны 120 размещен на поверхности, при этом нижний конец обсадной колонны 120 размещен в области колена 148 или занимает положение ближе к передней части нижней скважины, например посередине между коленом 148 и нижним концом 150 продуктивной скважины. По длине экстракционной обсадной колонны 120 можно выполнить отверстия с отводящей системой, позволяющей осуществлять управляемое распределение откачки вдоль дренажа. Нижний конец экстракционной обсадной колонны 120 погружен в углеводороды, поступающие из коллектора и наполняющие продуктивную скважину 112 по всей длине по существу горизонтальной части 116.

В верхней части скважины на обсадной колонне 120 имеется вентиль 124, позволяющий управлять потоком углеводородов, в частности, с целью предотвращения закупориваний в области наземного оборудования.

В продуктивной скважине 112 предусмотрены насосные средства, например, такие как винтовой насос. Другим вариантом предусмотрена возможность использования электропогружного или двухвинтового насоса. Насос установлен на обсадной колонне 120, в области колена 148, и погружен в углеводороды, что позволяет по обсадной колонне 120 доставлять углеводороды на поверхность. На колонне 120 установлен запорный клапан 212 для предотвращения возврата углеводородов в горизонтальную часть обсадной колонны 120. Насос снабжен регулируемым приводом. Кроме того, для источника электропитания насоса можно предусмотреть датчик мощности

Продуктивная скважина 112 снабжена также датчиками температуры, измеряющими температуру текучих сред, циркулирующих в нижней скважине 112. В области насоса, снаружи обсадной колонны 120, размещен датчик температуры 200. Одним из частных вариантов осуществления предусмотрены и другие датчики температуры, предпочтительно в виде оптического волокна 201, проложенного в продуктивной скважине, что позволяет строить температурные профили по длине скважины. Таким образом обеспечена возможность измерения температуры текучих сред, находящихся в скважине, на участке от поверхности до нижнего конца продуктивной скважины 112.

Дополнительно установка может содержать датчики давления, предназначенные для измерения давления в области продуктивной скважины 112. В частности, на входе насоса продуктивной скважины 112 установлен датчик 202. Можно также предусмотреть датчик давления 205 для измерения давления в области колена 148 снаружи обсадной колонны 120. В случае необходимости можно установить еще один датчик давления в призабойной зоне 150 продуктивной скважины 120. В качестве указанных датчиков можно использовать датчики разных типов, в частности датчик давления прямого действия, например электронный датчик. Можно применить внешние пузырьковые датчики, при использовании которых текучую среду нагнетают с малым расходом в капилляр, после чего измеряют давления на поверхности. Датчики 202 и 205 с фиг.1 изображены в виде пузырьковых датчиков.

В соответствии с другим вариантом, при отсутствии датчиков давления можно использовать виртуальный датчик. Для этого предусмотрен специальный алгоритм, позволяющий на основе геометрической формы скважин, физико-химических свойств текучих сред, циркулирующих в скважинах, и давления, измеренного на поверхности датчиком 206, расположенным выше по потоку от вентиля 124, рассчитать давление в забое скважины. В этом случае давление, измеренное виртуальным датчиком, представляет собой по существу расчетное значение давления.

Предусмотрены также датчики давления на поверхности. Так, датчик давления 203 измеряет давление в межтрубном пространстве 213, выше по потоку от вентиля 204 вентилирования межтрубного пространства.

Установка снабжена автоматом 11, предназначенным для управления и контроля за функционированием установки. В частности, указанный автомат соединен с различными компонентами установки. Так, например, автомат 11 может посылать сигналы на вентили и принимать сигналы от датчиков. На фиг.1 соединение между автоматом и различными компонентами показано для наглядности стрелкой 13. Автомат 11 может воздействовать и на частоту вращения насоса 118 и на скорости потока нагнетаемого пара в области нагнетательной скважины 112.

Что касается способа извлечения углеводородов, способ осуществляют после создания в коллекторе паровой камеры 26, как описано, например, в заявке FR 0807374 от 22 декабря 2008 г., поданной от имени того же заявителя, что и данная заявка. Как только вязкость углеводородов уменьшилась в степени, достаточной для того, чтобы нефть стала подвижной и потекла в нижнюю скважину 112, нагнетание пара в скважину 12 прекращают. При этом также изменяют оснащение скважины 112. То есть, если скважина 112 снабжена двумя обсадными колоннами, одну из колонн, предпочтительно более длинную колонну, удаляют. В скважине 112 установлено насосное устройство 118, а также группа датчиков, в частности датчики температуры и, если необходимо, датчики давления. Скважина 112 становится продуктивной скважиной, позволяющей посредством обсадной колонны 120 извлекать углеводороды из коллектора на поверхность.

Далее, указанный способ извлечения предусматривает непрерывное нагнетание водяного пара в коллектор по обсадным колоннам 18 и 20 нагнетательной скважины 12. Вязкость углеводородов, находящихся в зоне создания паровой камеры, уменьшается, что дает возможность их регенерации в области продуктивной скважины 112, размещенной ниже в коллекторе.

Кроме того, заявленный способ предусматривает управление скоростью насоса на основе разности между температурой испарения воды, рассчитываемой при давлении, измеренном в продуктивной скважине на входе насоса, и температурой, измеренной на входе насоса. Температура испарения воды соответствует температуре, при которой вода переходит из жидкого состояния в парообразное. Температура испарения известна для заданного значения давления. Разность между температурой испарения воды, рассчитываемой при давлении, измеренном в продуктивной скважине в области насоса, и температурой, измеренной в продуктивной скважине в области насоса, называется переохлаждением насоса.

Датчик температуры 200 непрерывно измеряет температуру в области насоса, при этом датчик давления 202 измеряет давление на входе насоса. В случае неисправности датчика 200, для расчета переохлаждения насоса автомат может использовать температуру, измеренную в области насоса оптоволоконным датчиком 201.

Давление всасывания насоса измеряют либо непосредственно датчиком, либо косвенно с помощью пузырькового датчика или виртуального датчика, то есть на основе давления на поверхности, измеренного датчиком 206. Исходя из значения давления, измеренного на всасывании насоса, автомат рассчитывает температуру испарения. На основе этого значения, а также температуры, измеренной на входе насоса, автомат рассчитывает значение переохлаждения насоса. В случае неисправности датчика 202 автомат может рассчитать переохлаждение насоса на основе значений давления, измеренных датчиком 205, то есть значения давления, измеренного в дренаже в области колена 148.

Автомат непрерывно (в режиме реального времени) сравнивает рассчитанное таким образом значение переохлаждения насоса с параметризованным значением, заданным персоналом установки. В равновесном состоянии параметризованное значение будет составлять, как правило, от 1 до 10°С, предпочтительно от 2 до 5°С, с допустимой погрешностью примерно от 1 до 2°С. При превышении значением переохлаждения насоса параметризованного значения автомат будет воздействовать на регулируемый привод насоса таким образом, чтобы увеличить скорость насоса. Если значение переохлаждения насоса меньше параметризованного значения, автомат будет воздействовать на регулируемый привод насоса таким образом, чтобы уменьшить скорость насоса. Путем воздействия на регулируемый привод насоса осуществляют воздействие на давление всасывания насоса и, соответственно, на ожидаемое значение температуры испарения, поскольку для конкретного давления температура испарения известна. Кроме того, для обеспечения исправной работы установки важно предотвратить наличие пара при выполнении насосом всасывания: действительно, хотя традиционно используемые насосы и способны перекачивать смесь нефти и газа (с пониженным процентным содержанием), перекачка смеси из нефти и пара может привести к аварии.

Дополнительно способ предусматривает удержание группы параметров в диапазоне заданных предельных значений путем регулировки частоты вращения насоса в продуктивной скважине и/или регулировки скорости потока нагнетаемого пара в нагнетательной скважине. Это позволяет поддерживать оптимальные условия эксплуатации насоса. Частота вращения насоса и/или скорость нагнетания пара непрерывно регулируют таким образом, чтобы группа управляемых параметров не выходила за рамки параметризованных предельных значений, заданных персоналом, ответственным за эксплуатацию скважины.

Так, например, одним из непрерывно измеряемых физических параметров является давление в коллекторе в области нагнетательной скважины. Давление непрерывно измеряют в области колена 48 нагнетательной скважины посредством датчика 207, либо рассчитывают, исходя из значений, измеренных на поверхности датчиками 210, 214, расположенными выше по потоку от вентилей 24, 22. Автомат сравнивает полученные значения с предельными параметризованными значениями давления, заданными персоналом установки. Предельные значения соответствуют давлениям гидроразрыва. Скорость потока пара непрерывно регулируют таким образом, чтобы приблизить ее к указанным предельным значениям. Так, если значение, измеренное или рассчитанное в области колена, окажется меньше параметризованного предельного значения давления, автомат будет воздействовать на паронагнетательный вентиль 24 обсадной колонны 20 таким образом, чтобы увеличить скорость потока нагнетаемого пара в области колена 48 нагнетательной скважины 12. И, наоборот, если значение, измеренное или рассчитанное в области колена 48, превысит параметризованное предельное значение давления, автомат будет воздействовать на паронагнетательный вентиль 24 таким образом, чтобы уменьшить скорость потока нагнетаемого пара. В случае, если верхняя скважина снабжена датчиком давления, измеряющим или рассчитывающим давление в призабойной зоне, ту же операцию повторяют в отношении значений давления, измеренных или рассчитанных в призабойной зоне 50. При этом автомат будет воздействовать на паронагнетательный вентиль 22 обсадной колонны 18.

Другим управляемым параметром является разность между температурой испарения, рассчитанной при давлении, измеренном в коллекторе, и температурой текучих сред, измеренной в коллекторе. Указанный параметр называют переохлаждением коллектора. На основе значений температуры и давления, измеренных датчиками 201, 202 и 205 в определенных точках в области продуктивной скважины, автомат непрерывно рассчитывает значения переохлаждения коллектора в призабойной зоне 150 и в области колена 148 продуктивной скважины. Учитывая, что датчик температуры 201 в виде оптического волокна позволяет получить температурный профиль по длине нижней скважины, иначе говоря, некоторую группу значений, для расчета значений переохлаждения коллектора в призабойной зоне 150 и в области колена 148 предпочтительно выбирать средние величины значений, измеренных в призабойной зоне и в области колена.

Полученное значение сравнивают с параметризованными пороговыми значениями, заданными персоналом установки. Если рассчитанные значения переохлаждения коллектора ниже порогового значения, автомат воздействует на находящиеся на поверхности паронагнетательные вентили 22, 24 таким образом, чтобы уменьшить скорость потока нагнетаемого пара в нагнетательной скважине 12. Значения переохлаждения коллектора по длине продуктивной скважины находятся в диапазоне от 1 до 10°С, предпочтительно от 2 до 5°С.

Кроме того, способ может содержать регулировку распределения пара между коленом и призабойной зоной нагнетательной скважины 12. На основе температурных профилей, полученных в области продуктивной скважины посредством датчика 201, автомат рассчитывает разность между температурой, измеренной в области колена 148, и температурой, измеренной в призабойной зоне 150. Автомат сравнивает полученное значение с заданным значением и, воздействуя на расположенные на поверхности паронагнетательные вентили 22, 24, регулирует распределение нагнетаемого пара между коленом и призабойной зоной таким образом, чтобы добиться приближения к заданному значению.

В частном варианте осуществления, предусматривающем установку датчиков температуры 208 в нагнетательной скважине 12, регулировку распределения пара между коленом и призабойной зоной скважины 12 можно осуществлять на основе температурных профилей, полученных в области нагнетательной скважины.

Кроме того, автомат непрерывно сравнивает давление, измеренное на поверхности датчиками 210, 211, с параметризованными предельными значениями, заданными персоналом установки. Если измеренное давление превысит максимально допустимое значение, то скорость потока нагнетаемого пара будет автоматически уменьшена путем воздействия на вентили 22 и 24.

При этом находящийся на поверхности датчик 203 может непрерывно измерять давление в межтрубном пространстве 213. Давление всасывания насоса измеряют датчиком 202 или рассчитывают на основе результатов измерений, произведенных на поверхности датчиком 206. Исходя из указанных двух значений, автомат рассчитывает глубину погружения насоса и сравнивает полученное значение с параметризованным значением, заданным персоналом установки, например 20 м. Затем автомат управляет глубиной погружения насоса на заданное значение путем прямого воздействия на вентиль 204 вентилирования межтрубного пространства. Если в результате такого воздействий не удается достичь заданной глубины погружения, то автомат оказывает воздействие на скорость насоса.

При этом автомат непрерывно сравнивает давление, измеренное датчиком 206, расположенным выше по потоку от вентиля 124, с максимальным параметризованным значением, заданным персоналом установки. Если измеренное значение давления превышает предельную величину, автомат генерирует аварийный сигнал и воздействует на регулируемый привод насоса таким образом, чтобы уменьшить его скорость. Это необходимо по той причине, что чрезмерно сильное повышение давления создает опасность повреждения наземного оборудования.

При этом осуществляют непрерывное измерение мощности, потребляемой насосом 118. Автомат сравнивает значение мощности с максимально допустимым параметризованным значением мощности, заданным персоналом установки. Если измеренная мощность превышает максимально допустимое значение, автомат будет воздействовать на регулируемый привод вращения насоса таким образом, чтобы уменьшить частоту вращения насоса, не позволяя ей достигнуть заданной величины.

Кроме того, можно предусмотреть автоматическое управление крутящим моментом, приложенным к насосу. С этой целью автомат может непрерывно рассчитывать крутящий момент насоса, зависящий и от частоты вращения насоса и от потребляемой мощности. Автомат сравнивает полученное значение с максимально допустимым параметризованным значением момента, заданным персоналом установки. При превышении рассчитанным моментом максимально допустимого значения автомат будет воздействовать на регулируемый привод насоса таким образом, чтобы уменьшить скорость вращения насоса. Управление крутящим моментом имеет особенное преимущество на начальном этапе добычи. Это объясняется тем, что по мере разогрева коллектора уменьшается вязкость нефти вследствие чего уменьшается и приложенный к насосу крутящий момент.

Кроме того, автомат может непрерывно сравнивать скорости потока нагнетаемого пара, измеренные в области паронагнетательных вентилей 22, 24 обсадных колонн 18, 20. Измеренные скорости потока сравнивают с минимальными параметризованными значениями, заданными персоналом установки. Если измеренные значения меньше параметризованных, автомат генерирует аварийный сигнал и, при необходимости, отключает установку. Это объясняется тем, что отсутствие циркуляции пара может повлечь за собой застывание установки, приводящее к ее повреждению.

При этом автомат непрерывно рассчитывает разность между давлением, измеренным датчиком 202 при всасывании насоса, и давлением, измеренным датчиком 205 в области колена 148, и сравнивает полученное значение с предельным параметризованным значением, заданным персоналом установки. Если разность указанных двух значений превышает предельную величину, автомат генерирует аварийный сигнал и, при необходимости, уменьшает скорость насоса. Это объясняется тем, что значительная разность указанных двух значений свидетельствует о нарушении функционирования, например о наличии непредусмотренного количества песка или отложений.

Кроме того, способ может содержать управление параметром, относящимся к скорости уменьшения давления, измеренного датчиком 202 при всасывании насоса. Автомат сравнивает значение скорости с контрольным параметризованным значением, заданным персоналом установки. Если скорость превышает указанное контрольное значение, автомат генерирует аварийный сигнал и, при необходимости, уменьшает скорость насоса. Это объясняется тем, что во избежание всасывания слишком больших объемов газа нежелательно допускать резких изменений давления.

1. Способ извлечения углеводородов из коллектора, содержащий 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. Способ по п.1, в соответствии с которым в качестве одного из управляемых параметров выбирают давление в коллекторе в области нагнетательной скважины, причем дополнительно способ предусматривает изменение скорости потока нагнетаемого пара в нагнетательной скважине.

3. Способ по любому из пп.1-2, в соответствии с которым в качестве одного из управляемых параметров выбирают разность температур в точке на протяжении продуктивной скважины, представляющую собой разность между температурой текучих сред в продуктивной скважине в указанной точке и температурой испарения, рассчитанной на основе давления в указанной точке, причем способ предусматривает, что на основе указанного управляемого параметра регулируют скорость потока нагнетаемого пара в нагнетательной скважине.

4. Способ по п.1, в соответствии с которым:
- установку дополнительно снабжают датчиками температуры (201), при этом продуктивную скважину снабжают по существу вертикальной частью и по существу горизонтальной частью, конец которой представляет собой призабойную зону (150) продуктивной скважины, причем указанные части соединяют коленом (148);
- в качестве одного из управляемых параметров выбирают разность между температурой, измеренной в области колена (148) продуктивной скважины, и температурой, измеренной в призабойной зоне (150) продуктивной скважины,
причем дополнительно способ предусматривает регулировку распределения нагнетаемого пара между двумя обсадными колоннами нагнетательной скважины.

5. Способ по п.4, в соответствии с которым в нагнетательной скважине (12) установки устанавливают датчики температуры (208), причем способ предусматривает, что на основе температурных профилей, полученных в области нагнетательной скважины, регулируют распределение пара при нагнетании нагнетательными обсадными колоннами нагнетательной скважины.

6. Способ по любому из пп.1, 2, 4 или 5, в соответствии с которым в качестве одного из управляемых параметров дополнительно выбирают давление в межтрубном пространстве вокруг экстракционной обсадной колонны продуктивной скважины, причем дополнительно способ предусматривает, что на основе указанного управляемого параметра приводят в действие вентиль вентилирования межтрубного пространства и/или меняют частоту вращения насоса.

7. Способ по любому из пп.1, 2, 4 или 5, в соответствии с которым в качестве одного из управляемых параметров дополнительно выбирают мощность, потребляемую насосом, причем способ предусматривает, что на основе указанного управляемого параметра меняют частоту вращения насоса.

8. Способ по любому из пп.1, 2, 4 или 5, в соответствии с которым в качестве одного из управляемых параметров дополнительно выбирают крутящий момент, приложенный к насосу, рассчитываемый автоматом на основе частоты вращения насоса и потребляемой насосом мощности, причем способ предусматривает, что на основе указанного управляемого параметра меняют частоту вращения насоса.

9. Способ по любому из пп.1, 2, 4 или 5, причем способ предусматривает следующее:
- сравнивают измеренные скорости потока с максимальными параметризованными значениями скорости потока;
- уменьшают скорость потока нагнетаемого пара в случае, если измеренное давление больше максимального параметризованного давления.

10. Способ по любому из пп.1, 2, 4 или 5, в соответствии с которым в качестве одного из управляемых параметров дополнительно выбирают разность между давлением, измеренным при всасывании насоса, и предельным параметризованным давлением, причем способ предусматривает, что на основе указанного управляемого параметра подают аварийный сигнал и/или меняют частоту вращения насоса (118).

11. Способ по любому из пп.1, 2, 4 или 5, в соответствии с которым в качестве одного из управляемых параметров дополнительно выбирают скорость уменьшения давления при всасывании насоса, причем способ предусматривает, что на основе указанного управляемого параметра подают аварийный сигнал и/или меняют частоту вращения насоса (118).

12. Установка для извлечения углеводородов из коллектора, содержащая:
нагнетательную скважину (12), снабженную двумя обсадными колоннами для нагнетания пара, каждая из которых содержит вентиль (22, 24) для нагнетания пара;
продуктивную скважину (112), снабженную обсадной колонной (120) для извлечения углеводородов;
группу измерительных датчиков, включающую в себя по меньшей мере датчики (210, 211) потока или давления, расположенные на поверхности в области указанных вентилей (22, 24) для нагнетания пара двух обсадных колонн нагнетательной скважины (12);
по меньшей мере один насос (118) для извлечения углеводородов, размещенный в продуктивной скважине;
- автомат (11) для управления и контроля за работой установки, выполненный с возможностью управления скоростью насоса на основе разности между температурой, измеренной на входе насоса, и температурой испарения, рассчитанной на основе давления, измеренного на входе насоса, причем дополнительно обеспечена возможность:
- удерживания группы 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;
- сравнения измеренных скоростей потока с минимальными параметризованными значениями скорости потока;
- подачи аварийного сигнала и/или выключения установки в случае, если измеренные значения ниже параметризованных значений.

13. Установка по п.12, в которой нагнетательная скважина (12) и продуктивная скважина (112) расположены по существу параллельно.

14. Установка по любому из пп.12-13, в которой нагнетательная скважина снабжена первой обсадной колонной (20) и второй обсадной колонной (18) для нагнетания пара, причем первая обсадная колонна короче второй обсадной колонны, причем указанные обсадные колонны являются концентрическими.



 

Похожие патенты:

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.

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.

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.

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.

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 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.

Группа изобретений относится к способу и системам регулирования температуры текучих сред, добываемых из коллектора для предотвращения перегрева смежного геологического пласта.

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.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений. Технический результат - повышение эффективности добычи высоковязкой и тяжелой нефти термическим воздействием.

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.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли и может быть использовано в тепловых методах добычи тяжелой нефти и, в частности, с использованием парогравитационного дренажа, паротепловой обработки скважины, циклической закачки теплоносителя. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет уменьшения капитальных затрат и энергозатрат на его реализацию. Сущность изобретения: способ включает подачу насыщенного или перегретого пара при первоначальном давлении в насосно-компрессорную трубу, размещенную в скважине нефтенасыщенного пласта, измерение температуры пара во времени на выходе из насосно-компрессорной трубы с последующим определением величины теплового потока от скважины в пласт во времени и расчетом оптимального расхода пара во времени после достижения массового паросодержания на выходе из затрубного пространства, отличного от нуля. Этим обеспечивают компенсацию теплового потока от скважины в пласт тепловой энергией, выделяемой паром в результате фазового перехода. Уменьшают текущий расход пара до оптимального значения путем уменьшения первоначального давления до величины, при которой значение температуры пара на выходе из насосно-компрессорной трубы сохраняется постоянным. 6 з.п. ф-лы, 1 табл., 1 ил.
Изобретение относится к разработке залежи сверхвязкой нефти с применением тепла для разогрева продуктивного пласта. Обеспечивает увеличение эффективности разработки залежи сверхвязкой нефти за счет улучшения проницаемости для сверхвязкой нефти в зоне пласта вблизи горизонтального ствола добывающей скважины, а также снижение энергетических затрат на реализацию способа. Сущность изобретения: способ включает бурение пары горизонтальных верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости, прогрев пласта закачкой пара в обе скважины с образованием паровой камеры, разогрев межскважинной зоны пласта, снижение вязкости сверхвязкой нефти, закачку пара в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней горизонтальной добывающее скважины. Согласно изобретению прогревают пласт закачкой пара в обе скважины до стабилизации величины паронефтяного отношения. После этого поочередно используют три режима разработки залежи сверхвязкой нефти. Первый режим включает закачку пара в нагнетательную скважину и выдержку его в пласте в течение 48-72 часов. Второй режим включает закачку в добывающую скважину пропиленгликоля из расчета 5 м3 на 100 м горизонтального участка добывающей скважины с содержанием основного вещества не менее 98% с выдержкой в пласте в течение 12-24 часов и одновременной циркуляцией водяного пара в нагнетательной скважине. Третий режим включает добычу высоковязкой нефти из добывающей скважины до возрастания величина паронефтяного отношения в 1,5 раза. 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение отбора продукции пласта и коэффициента извлечения нефти по месторождению без больших затрат на прогрев зон пласта, не охваченных прогревом и добычей. Способ разработки месторождения высоковязких нефтей или битумов включает строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, а также вертикальных наблюдательных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры, при этом разработку месторождения сверхвязкой нефти ведут с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины и отбора жидкости из добывающих скважин с контролем объема паровой камеры. Наблюдательные скважины вскрывают ниже нижней добывающей горизонтальной скважины как минимум на 0,5 м, но выше уровня водонефтяного контакта ВНК на 0,5÷1 м. Дополнительно строят скважину между близлежащими парами горизонтальных скважин. Если площадь распространения паровой камеры в продуктивном пласте меньше расстояния между парами добывающих и нагнетательных скважин, то строят дополнительную горизонтальную скважину, если больше - то вертикальную, при этом дополнительные скважины вскрывают ниже нижней добывающей горизонтальной скважины как минимум на 0,5 м, но не ниже уровня ВНК более чем на 0,5 м. Производят прогрев теплоносителем дополнительных скважин до создания термогидродинамической связи с близлежащими парами горизонтальных скважин с последующим переводом на отбор продукции для обеспечения симметричного и равномерного распространения паровой камеры вокруг пар горизонтальных скважин. В качестве теплоносителя используется перегретый пар или пар с углеводородным растворителем, или пар с инертным газом. 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а конкретно к пороховым генераторам давления, и может быть использовано для интенсификации добычи нефти и газа. Обеспечивает повышение эффективности воздействия на продуктивные пласты и предотвращение выброса из скважины добываемого продукта. Сущность изобретения: по способу в предварительно заглушенную скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб с приемной воронкой внизу. Воронка выполнена в виде отрезка трубы с внутренним конусом, меньший диаметр которого равен внутреннему диаметру насосно-компрессорных труб, а больший - меньше минимального проходного сечения скважины. Над приемной воронкой выше продуктивного пласта устанавливают и активируют пакер. Трубную задвижку фонтанной арматуры закрывают, устанавливают выше трубной задвижки лубрикатор с пороховым генератором давления. Геофизический кабель пропускают через сальниковое устройство, установленное выше лубрикатора. Закрывают вентиль выравнивания давления, открывают трубную задвижку. После этого спускают пороховой генератор давления на геофизическом кабеле ниже приемной воронки в интервал продуктивного пласта скважины. На спирали накаливания, установленные в пороховых зарядах, по геофизическому кабелю подают напряжение. Пороховые заряды воспламеняют, обеспечивают механическое, тепловое и физико-химическое воздействие на продуктивный пласт. После обработки продуктивного пласта делают временную выдержку. Затем на геофизическом кабеле несгоревшие части порохового генератора давления через приемную воронку поднимают в лубрикатор, перекрывают трубную задвижку, открывают вентиль выравнивания давления. Внутри лубрикатора давление выравнивают с атмосферным и отсоединяют лубрикатор. При этом приемную воронку выполняют с возможностью предохранения пакера во время горения пороховых зарядов, а временную выдержку после обработки продуктивного пласта принимают не менее пяти минут. 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи нефтяной залежи, снижение вязкости нефти и увеличение коэффициента охвата пласта. В способе разработки нефтяной залежи тепловым и водогазовым воздействием, включающем бурение на участке нефтяной залежи добывающих и нагнетательных скважин, закачку через нагнетательные скважины водогазовой смеси и теплоносителя, отбор продукции через добывающие скважины, бурят вертикальные добывающие и нагнетательные скважины по рядной системе разработки, по данным бурения которых предварительно проводят расчеты оптимальных параметров закачки на тепловой гидродинамической модели. Соотношение рядов вертикальных добывающих скважин к нагнетательным выполняют как 2:1. Между рядами вертикальных добывающих скважин, где отсутствует ряд вертикальных нагнетательных скважин, бурят горизонтальные нагнетательные скважины. Горизонтальные стволы располагают параллельно друг другу и выполняют длиной (1,4-2,8)·а, где а - расстояние между вертикальными скважинами. Горизонтальные нагнетательные скважины оборудуют забойными нагревателями и ведут закачку в пласты, залегающие на глубине 700 м и более, горячей воды с температурой не менее 95°C на устье и под давлением закачки (0,45-0,85)·Рг, где Рг - вертикальное горное давление пород, а в пласты, залегающие на глубине менее 700 м, - закачку водяного пара при температуре на устье не менее 200°C и степени сухости пара 0,6-0,8. В каждую вертикальную нагнетательную скважину ведут закачку водогазовой смеси, состоящей из воды и попутного нефтяного газа, с расходом Qг=Vг/N+Qв, м3/сут, где Vг - объем добываемого попутного нефтяного газа с участка в сутки, м3, N - число вертикальных нагнетательных скважин, Qв - расход закачиваемой воды в вертикальные нагнетательные скважины, обеспечивающий 100%-ную текущую компенсацию отбора закачкой на участке, м3/сут. 2 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтеперерабатывающей промышленности. Технический результат - повышение степени извлечения вязкой 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 глинистый буровой шлам, содержащий глинистые частицы - катализатор разложения пероксида водорода и частицы песка, обеспечивающие проницаемость катализаторной подушки, или суспензию смеси, содержащую, мас.%: катализатор разложения пероксида водорода - порошок оксида двух- или трех-, или четырехвалентного металла 20-50, песок или пропант остальное. Затем производят закачку в пласт одновременно 10,0-50,0%-ного водного раствора пероксида водорода и 1,0-30,0%-ного водного раствора или суспензии бикарбоната щелочного металла и/или бикарбоната аммония, затем буфера воды из системы поддержания пластового давления с последующей откачкой нефти. 5 табл., 5 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам разработки нефтяных залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти с использованием тепловых методов воздействия на залежь. Технический результат - повышение эффективности способа при разработке залежей с нефтями нормальной и высокой вязкости за счет создания области необходимой нефтенасыщенности, снижения расхода топлива на поддержание процесса горения, более полного использования окислителя и безопасности проведения процесса разработки залежи с неоднородными и трещиноватыми пластами, увеличение охвата зоны пласта процессом горения и вытеснения. В способе разработки нефтяной залежи, содержащей трудноизвлекаемые запасы нефти путем закачки в нагнетательные скважины оторочек окислителя и воды и отбор нефти посредством добывающих скважин, перед закачкой окислителя в пласт закачивают водный раствор средней соли угольной кислоты с водорастворимым полимером акрилового ряда и кислотный раствор. Кроме того, закачку в пласт средней соли угольной кислоты с водорастворимым полимером акрилового ряда и кислотного раствора производят попеременно циклами для получения необходимого объема оторочки. В случае прорыва газа в добывающие скважины производят изоляцию высокопроницаемых интервалов пласта. 2 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений и в частности к термошахтным способам добычи высоковязкой нефти. Обеспечивает снижение затрат на проходку горных выработок и улучшение температурного режима в горных выработках. Сущность изобретения: способ включает проходку буровой галереи в нижней части или ниже нефтяного пласта, закачку теплоносителя и отбор нефти через подземные пологонаклонные, крутонаклонные и вертикальные скважины, закачку вытесняющего агента после прогрева пласта до оптимальной температуры. При этом пологонаклонные скважины с отводами чередуют с пологонаклонными скважинами без отводов. В начальный период ведут закачку теплоносителя через пологонаклонные скважины без отводов, а отбор нефти ведут через пологонаклонные скважины с отводами. После прогрева пласта до оптимальной температуры ведут закачку вытесняющего агента через пологонаклонные скважины с отводами, а отбор нефти ведут через пологонаклонные скважины без отводов. 4 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке неоднородного нефтяного месторождения. Технический результат - увеличение охвата неоднородного месторождения воздействием, снижение обводненности добываемой продукции, выравнивание проницаемости месторождения, повышение коэффициента конечной нефтеотдачи. В способе разработки неоднородного нефтяного месторождения, включающем бурение нагнетательных и добывающих скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, закачку в пласт водного изолирующего агента порциями различной концентрации для селективной изоляции нагнетательных скважин, производят выделение зон различной проницаемости вокруг нагнетательной скважины при помощи термометрии с определением площади зон с близкой температурой, причем селективную изоляцию производят оторочками с различной концентрацией изолирующего агента, так как для заполнения больших по площади зон закачивают изолирующий агент с большей концентрацией, а меньших по площади зон - с меньшей концентрацией пропорционально площади этих зон в горизонтальной проекции для выравнивания проницаемости месторождения. 2 ил., 2 пр.

Группа изобретений относится к области нефтедобывающей промышленности и, в частности, к разработке нефтяных или битумных месторождений, освоению и ремонту скважин. Обеспечивается повышение эффективности освоения скважин высоковязкой нефти или битума посредством свабирования. Сущность изобретения: способ свабирования скважины с вязким флюидом включает этапы, на которых: предварительно опускают свабирующее устройство до границы с вязким флюидом с предварительно заданной температурой не менее 40°C и не более 100°C; погружают его под уровень вязкого флюида с предварительно заданной скоростью не менее 0,3 м/с и не более 1 м/с; подают непосредственно от наземного оборудования с помощью геофизического кабеля к свабирующему устройству электрическую энергию, которую затем подводят через кабельный наконечник посредством канала электрической энергии к нижней части свабирующего устройства; преобразуют с помощью расположенного в нижней части свабирующего устройства преобразователя электрической энергии в тепловую электрическую энергию в тепловую и передают ее под уровень вязкого флюида, осуществляя его локальный нагрев до температуры разжижения флюида с одновременным спуском свабирующего устройства; при этом скорость спуска и температуру скважинного флюида контролируют на всем протяжении спуска свабирующего устройства; при отклонении скорости погружения свабирующего устройства и температуры от заданных значений регулируют количество электрической энергии, подаваемой с поверхности; осуществляют отбор вязкого флюида и подъем его на поверхность при помощи свабирующего устройства. 2 н. и 15 з.п. ф-лы, 1 ил.
Наверх