Способ разработки залежи сверхвязкой нефти


 


Владельцы патента RU 2531412:

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

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 разработке залежи сверхвязкой нефти с применением тепла для разогрева продуктивного пласта.

Известен способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин (патент RU №2431746, МПК Е21В 43/24, опубл. в бюл. №29 от 20.10.2011 г.), включающий строительство двухустьевых верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, закачку теплоносителя, например перегретого пара через нагнетательную скважину с прогревом пласта созданием паровой камеры и отбор продукции через добывающую скважину, при этом в качестве теплоносителя используется перегретый пар, смешанный с продуктами сгорания горючего топлива, который закачивают через одно устье нагнетательной колонны, при этом осуществляют отбор сконденсировавшейся на внутренней поверхности нагнетательной колонны влаги через другое устье, а при ухудшении коллекторских свойств и/или снижении суммарного отбора продукции пласта более чем в два раза за период не более трех месяцев одно из устьев добывающей скважины герметизируют, а через другое устье закачивают нефтесилорную эмульсию, после технологической выдержки закачку теплоносителя и отбор продукции осуществляют в обычном режиме.

Недостатком известного способа являются:

- во-первых, высокие затраты на реализацию способа, связанные со строительством и обустройство двухустьевых скважин;

- во-вторых, закачку пара смешанного с продуктами сгорания горючего топлива производят в пласт постоянно через горизонтальный ствол нагнетательной скважины, что требует значительных затрат энергии для производства пара;

- в-третьих, происходит снижение давления в паровой камере нагнетательной скважины по мере использования перегретого пара смешанного с продуктами сгорания горючего топлива и переход его из паровой фазы в жидкую, что снижает эффективность реализации способа;

- в-четвертых, накапливающийся конденсат пара смешанного с продуктами сгорания горючего топлива ухудшает теплопередачу от закачиваемого пара к пласту.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи сверхвязкой нефти в послойно-неоднородном коллекторе с частичной вертикальной сообщаемостью (патент RU №2473796, МПК Е21В 43/24, опубл. 27.01.2013), включающий бурение пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости, прогрев послойно-неоднородного коллектора закачкой теплоносителя (пара) в обе скважины с образованием паровой камеры, разогрев межскважинной зоны послойно-неоднородного коллектора с хорошей вертикальной сообщаемостью, снижение вязкости сверхвязкой нефти, закачку пара в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней горизонтальной добывающей скважины, при этом горизонтальные участки горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин пробурены в интервале послойно-неоднородного коллектора с хорошей вертикальной сообщаемостью, и как минимум две вертикальные скважины пробурены в послойно-неоднородном коллекторе в зонах начала и конца горизонтальных участков и вскрыты в интервалах послойно- неоднородного коллектора с ухудшенным вертикальным сообщением, причем сначала закачкой пара в обе вертикальные скважины производят разогрев послойно- неоднородного коллектора в зонах с ухудшенным вертикальным сообщением до образования гидродинамической связи между вертикальными скважинами, после чего в одну из вертикальных скважин закачивают пар, а из другой вертикальной скважины отбирают продукцию, причем при прорыве пара в ствол вертикальной добывающей скважины снижают отбор продукции на 50% до прекращения поступления газа в ствол вертикальной добывающей скважины, после чего отбор продукции из вертикальной скважины возобновляют в прежнем объеме, при снижении приемистости вертикальной нагнетательной скважины на 70% переходят на закачку горячей воды.

Недостатком известного способа являются:

- во-первых, постоянная закачка пара в пласт через нагнетательную скважину приводит к увеличению объема образующегося конденсата, основная часть которого извлекается через добывающую скважину, вызывая рост обводненности добываемой высоковязкой нефти, что приводит к снижению эффективности реализации способа;

- во-вторых, вследствие постоянной закачка пара в пласт через нагнетательную скважину прогрев пласта не оптимален, так как накапливающийся конденсат ухудшает теплопередачу от закачиваемого пара к пласту;

- в-третьих, постоянное закачивание водяного пара в нагнетательную скважину, требует значительных затрат энергии для производства пара.

Технической задачей предложения является 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.

Техническая задача решается способом разработки залежи сверхвязкой нефти, включающий 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.

Новым является то, что прогревают пласт закачкой пара в обе скважины до стабилизации величины паронефтяного отношения, после чего 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.

Способ реализуют следующим образом.

На залежи сверхвязкой нефти пробуривают пару горизонтальных верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости.

Нагнетают пар, например водяной в горизонтальные участки добывающей и нагнетательной скважин и создают паровую камеру в пласте, разогревают межскважинную зону пласта между горизонтальными участками верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин, при этом закачиваемый в пласт водяной пар из-за разности плотностей стремится к верхней части нефтенасыщенного интервала залежи, создавая увеличивающуюся в размерах паровую камеру.

Разогрев пласта приводит к снижению вязкости нефти, и она приобретает подвижность. На поверхности раздела паровой камеры и холодных нефтенасыщенных толщин происходит теплообмен, в результате пар конденсируясь преобразуется в воду, которая вместе с разогретой нефтью движется к горизонтальному участку добывающей скважины. После создания паровой камеры осуществляют отбор сверхвязкой нефти через добывающую скважину, а водяной пар закачивают только в нагнетательную скважину. Разработку залежи сверхвязкой нефти в таком режиме ведут до стабилизации величины паронефтяного отношения. Паронефтяное отношение определяют как объем пара закачанного для добычи одной тонны высоковязкой нефти. Для разработки залежей сверхвязкой нефти осуществляемых с закачиванием пара паронефтяное отношение стабилизируется при достижении величины 2,2-3,8 м3/т.

После стабилизации величины паронефтяного отношения переходят к первому режиму разработки залежи сверхвязкой нефти, включающему только периодическую (до момента перехода ко второму режиму эксплуатации) закачку водяного пара в нагнетательную скважину. После создания паровой камеры и стабилизации величины паронефтяного отношения периодической закачки пара достаточно для предотвращения остывания пласта. Постоянное закачивание водяного пара в нагнетательную скважину привело бы к неоправданным энергетическим затратам и увеличению объема образующегося конденсата, влекущему за собой рост обводненности отбираемой сверхвязкой нефти. Объем закачки пара определяет геологическая служба нефтегазодобывающего предприятия в зависимости от физико-емкостных свойств пласта (пористости, проницаемости т.д.) и обычно составляет 500-800 тонн.

После закачки 500-800 тонн водяного пара в нагнетательную скважину подачу водяного пара прекращают для перераспределения тепла в пласте в течение 48-72 суток.

Далее переходят ко второму режиму разработки залежи сверхвязкой нефти. Закачанный при использовании первого режима эксплуатации пар в течение 48-72 часов отдает тепло пласту и, конденсируясь, преобразуется в воду (конденсат), которая вместе с разогретой сверхвязкой нефтью движется к горизонтальному участку добывающей скважины. Основная часть конденсата добывается вместе с сверхвязкой нефтью, но часть его остается в пласте и, накапливаясь с течением времени, приводит к повышенной водонасыщенности пласта, снижается фазовую проницаемость нефти. Также накапливающийся конденсат ухудшает теплопередачу от закачиваемого пара к пласту.

Второй режим разработки залежи сверхвязкой нефти включает закачку пропиленгликоля в добывающую скважину с одновременной циркуляцией водяного пара в нагнетательной скважине. При реализации способа используют пропиленгликоль, производимый по ТУ 2422-069-05766801-97, представляющий собой прозрачную нелетучую жидкость со слабым запахом и сладковатым вкусом.

Циркуляцию водяного пара в нагнетательной скважине осуществляют для предотвращения остывания пласта в течение всего времени использования второго режима разработки залежи сверхвязкой нефти.

Закачанный пропиленгликоль оставляют в скважине в течение 12-24 часов. В течение этого времени пропиленгликоль «вбирает в себя» содержащиеся в пласте конденсат и связанную воду. Пропиленгликоль гигроскопичная жидкость, обладающая высокой влагоемкостью и смешивающаяся с водой в любых соотношениях. Гигроскопичность пропиленгликоля объясняется наличием в их составе гидроксильных и эфирных групп, образующих водородные связи с водой. Влагоемкость закачанной оторочки из пропиленгликоля растет при увеличении объема и концентрации пропиленгликоля, поэтому их используют в концентрированном виде с содержанием основного вещества не менее 98%. Объем используемого пропиленгликоля составляет из расчета 5 м3 на 100 м горизонтального участка добывающей скважины, что установлено проведением опытных работ. Температура кипения пропиленгликоля 189°C, что позволяет использовать его при разработке залежей сверхвязкой нефти с использование водяного пара. Температура пласта при разработке залежей сверхвязкой нефти после разогрева паром в большинстве случаев не превышает температуру кипения этиленгликоля.

Далее переходят к третьему режиму разработки залежи сверхвязкой нефти, включающему отбор сверхвязкой нефти из добывающей скважины. При переходе к третьему режиму разработки залежи сверхвязкой нефти через добывающую скважину первоначально извлекается закачанный ранее пропиленгликоль, несущий в себе конденсат и связанную воду, которые ранее содержались в пласте. При этом происходит осушение (дегидратация) пласта, обеспечивающее увеличение фазовой проницаемости для нефти. Осушение пласта обеспечивает рост фазовой проницаемость для нефти и, как следствие, увеличение эффективности обора высоковязкой нефти.

Отбор сверхвязкой нефти из добывающей скважины ведут пока из-за остывания пласта величина паронефтяного отношения не возрастет в 1,5 раза. После этого переходят к первому режиму разработки залежи сверхвязкой нефти, включающему закачку пара в нагнетательную скважину. При третьем режиме разработки залежи сверхвязкой нефти было проведено осушение пласта, поэтому накопившийся конденсат не ухудшает теплопередачу от закачиваемого пара к пласту, за счет этого происходит оптимизация прогрева пласта и, как следствие, увеличение эффективности отбора сверхвязкой нефти.

Далее три режима разработки сверхвязкой нефти поочередно используют до выработки извлекаемых запасов сверхвязкой нефти.

Пример практического применения способа.

Разрабатывают залежь сверхвязкой нефти, находящуюся на глубине 95 м, которая представлена пластами толщиной 25-34 м с температурой 9,8°C, с пластовым давлением 0,7 МПа, нефтенасыщенностью 0,73 д.ед., пористостью 32%, проницаемостью 0,21 мкм2, с битумом плотность 973 кг/м3 и вязкость около 22000 мПа·с, длина горизонтального участка добывающей скважины составляет 400 м.

На залежи сверхвязкой нефти пробурили пару горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости на расстоянии 7 метров. Далее, нагнетая водяной пар с температурой 210°C (на устье) в горизонтальные участки добывающей и нагнетательной скважин, создали паровую камеру в пласте и разогрели межскважинную зону пласта. Начали разработку залежи сверхвязкой нефти отбором разогретой нефти из пласта через горизонтальный ствол добывающей скважины и закачкой водяной пара в пласт с температурой 210°C (на устье) через горизонтальный ствол нагнетательной скважины в объеме 100 т/сутки. Разработку залежи в таком режиме вели до стабилизации паронефтяного отношения на величине 2,8 м3/т. Далее перешли к первому режиму разработки залежи сверхвязкой нефти, включающему закачку водяного пара в пласт через горизонтальный ствол нагнетательной скважины. После закачки 700 т водяного пара в пласт в подачу водяного пара в нагнетательную скважину прекратили. В течение 60 часов тепло от закачанного пара перераспределялось в пласте.

Далее перешли ко второму режиму разработки залежи сверхвязкой нефти, при котором в пласт через горизонтальный ствол добывающей скважины закачали: 400 м × 5 м3 = 20 м3 пропиленгликоля с одновременной циркуляцией водяного пара в нагнетательной скважине. Закачанный пропиленгликоль оставили в скважине на 18 часов, при этом продолжали циркуляцию водяного пара в горизонтальном стволе нагнетательной скважины по колонне насосно-компрессорных труб через затрубное пространство нагнетательной скважине.

Далее перешли к третьему режиму разработки залежи сверхвязкой нефти, включающему отбор сверхвязкой нефти из добывающей скважины. Отбор сверхвязкой нефти из добывающей скважины вели, пока паронефтянефтяное отношение не возросло в 1,5 раза. После этого перешли к первому режиму разработки залежи сверхвязкой нефти. Далее три режима разработки залежи сверхвязкой нефти использовали поочередно.

Использование предлагаемого способа позволяет снизить величину накопленного паронефтяного отношения в 1,3 раза за счет за счет оптимизации прогрева пласта и улучшения проницаемости для сверхвязкой нефти в зоне пласта вблизи добывающей скважины.

Способ разработки залежи сверхвязкой нефти, включающий 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, отличающийся тем, что прогревают пласт закачкой пара в обе скважины до стабилизации величины паронефтяного отношения, после чего 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.



 

Похожие патенты:

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.

Изобретение относится к извлечению углеводородов из коллектора. Технический результат - повышение производительности добычи углеводородов.

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 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.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений. Технический результат - повышение эффективности разработки залежи. В способе разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти сначала бурят одну вертикальную добывающую скважину. На расстоянии 30 м от нее бурят наблюдательную скважину, спускают в наблюдательную скважину сейсмоприемник, обвязанный на устье с цифровой регистрирующей аппаратурой, осуществляют регистрацию сейсмических колебаний в добывающей скважине. Производят гидроразрыв пласта в добывающей скважине. По результатам обработки сейсмических сигналов определяют направление развития трещины и ее размеры по азимуту. С двух сторон от трещины гидроразрыва, образованной из добывающей скважины, и на расстоянии 15 м от оси трещины и параллельно ей бурят по одному ряду вертикальных нагнетательных скважин с расстоянием 15 м между скважинами. В добывающую скважину спускают насосное оборудование. В каждую нагнетательную скважину спускают электронагревательное оборудование на кабеле. Осуществляют одновременное прогревание пласта через нагнетательные скважины и отбор разогретой нефти из добывающей скважины до полной выработки. Затем добывающую скважину переводят в наблюдательную. Параллельно стволу наблюдательной скважины, переведенной из добывающей скважины, на расстоянии 30 м бурят вторую добывающую скважину. Затем процесс, описанный выше, повторяют, начиная со спуска в наблюдательную скважину сейсмоприемника. При отклонении оси трещины, образованной из второй добывающей скважины, от параллельного направления к оси трещины, образованной из первой добывающей скважины, на угол 15° и менее для выработки призабойной зоны второй добывающей скважины используют существующий ряд нагнетательных скважин, дополнительный ряд бурят параллельно оси трещины, образованной из второй добывающей скважины. При отклонении оси трещины, образованной из второй добывающей скважины, от параллельного направления к оси трещины, образованной из первой добывающей скважины, на 15° и более для выработки призабойной зоны второй добывающей скважины бурят новый ряд нагнетательных скважин параллельно оси трещины, образованной из второй добывающей скважины, на расстоянии 15 м от нее и ликвидируют скважины существующего ряда нагнетательных скважин, находящиеся на расстоянии более 20 м и менее 10 м от оси трещины, образованной из второй добывающей скважины. 2 ил.

Группа изобретений относится к способам и системам для добычи углеводородов, водорода и/или других продуктов из различных подземных пластов. Способ нагрева подземного пласта характеризуется тем, что вводят расплавленную соль в первый канал нагревателя типа «труба в трубе» в первом месте. При этом ввод расплавленной соли в первый канал включает в себя ввод расплавленной соли во внутреннюю трубу нагревателя типа «труба в трубе» и пропускание расплавленной соли через переключатель потока для перенаправления потока из внутренней трубы к кольцевой области между внутренней трубой и внешней трубой. Пропускают расплавленную соль через нагреватель типа «труба в трубе» в пласте ко второму месту, находящемуся на расстоянии от первого места, причем во время прохода расплавленной соли через нагреватель типа «труба в трубе» происходит перенос тепла от расплавленной соли к обрабатываемому участку. Выводят расплавленную соль из нагревателя типа «труба в трубе» в указанном втором месте. Техническим результатом является повышение эффективности прогрева пласта. 6 н. и 15 з.п. ф-лы, 1 табл., 12 ил.
Наверх