Способ разработки месторождения высоковязких нефтей или битумов



Способ разработки месторождения высоковязких нефтей или битумов
Способ разработки месторождения высоковязких нефтей или битумов
Способ разработки месторождения высоковязких нефтей или битумов

 


Владельцы патента RU 2531963:

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

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 нефтедобывающей промышленности, в частности к способам увеличение добычи высоковязких нефтей или битумов на месторождении за счет расширения областей этой залежи, прогреваемых паром, для добычи из нее продукции.

Известен «Способ увеличения добычи высоковязкой нефти или битума» (патент RU №2477785, МПК E21B 43/24, E21B 33/138, опубл. Бюл. №8 от 20.03.2013), включающий бурение и подготовку залежи к эксплуатации по меньшей мере двумя смежными парами горизонтальных параллельных скважин, включающими нагнетательную скважину и расположенную в залежи ниже добывающую скважину, создание проницаемой зоны между нагнетательной скважиной и добывающей скважиной каждой пары скважин, нагнетание водяного пара по нагнетательным скважинам и одновременное извлечение углеводородов по добывающим скважинам, давление нагнетания водяного пара в нагнетательной скважине первой пары скважин превышает давление нагнетания в нагнетательной скважине второй смежной пары скважин, при этом при критических снижениях дебита высоковязкой нефти и обводнении продукции добывающих скважин в нагнетательную скважину первой пары скважин закачивают изолирующий состав и снижают давление нагнетания водяного пара, а в нагнетательной скважине второй пары скважин давление нагнетания водяного пара поднимают, при повторных критических снижениях дебита высоковязкой нефти и обводнении продукции добывающих скважин в нагнетательную скважину второй пары скважин закачивают изолирующий состав и снижают давление нагнетания водяного пара, а в нагнетательной скважине первой пары давление нагнетания водяного пара поднимают, при этом чередующиеся циклы снижения и подъема давления нагнетания водяного пара в нагнетательные скважины смежных пар скважин с предварительной закачкой изолирующего состава в нагнетательную скважину каждой пары скважин, в которой запланировано снижение давления закачиваемого водяного пара, повторяют не менее одного раза.

Недостатками данного способа являются необходимость постоянного контроля за обводненностью продукции, требующего привлечения высококвалифицированных специалистов, а также высокие требования к качеству и рецептуре изолирующих составов, так как несвоевременная обработка или обработка изолирующим составом не в нужной пропорции может привести к кольматации и продуктивных участков залежи, что приведет к значительному снижению коэффициента извлечения нефти (КИН) из залежи или к высоким затратам введения в эксплуатацию закольматированных продуктивных участков залежи.

Известен также «Способ разработки залежи высоковязких нефтей и битумов» (патент RU №2439305, МПК E21B 43/24, опубл. Бюл. №1 от 10.01.2012), включающий строительство добывающей скважины с вскрытым горизонтальным участком в продуктивном пласте и нагнетательной скважины с профилем, параллельным и аналогичным профилю добывающей скважины, но расположенным над ней в том же продуктивном пласте, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции пласта из добывающей скважины, при этом на расстоянии 180-200 м в продуктивном пласте бурят аналогичную и параллельную пару горизонтальных скважин, причем между добывающими горизонтальными скважинами равномерно располагают две нижние добывающие скважины с горизонтальными участками, параллельными горизонтальным участкам добывающих скважин, а между нагнетательными - одну верхнюю добывающую скважину с горизонтальным участком, параллельным горизонтальным участкам нагнетательных скважин, после чего все скважины используют под закачку теплоносителя в виде перегретого пара до создания парогазовой камеры над нагнетательными скважинами, после чего добывающие нижние и верхнюю скважины переводят под отбор нагретой продукции.

Недостатком данного способа являются высокие материальные затраты на освоение месторождения высоковязкой нефти или битума, так как требуется строительство большого количества дополнительных горизонтальных скважин между основными и на одном уровне с ними, без изучения свойств паровой камеры и условий добычи.

Наиболее близким к предлагаемому является «Способ разработки месторождения сверхвязкой нефти» (патент RU №2471972, МПК E21B 43/24, опубл. Бюл. №1 от 10.01.2013), включающий строительство горизонтальных добывающих и нагнетательных, 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, причем текущий объем паровой камеры определяют газовой съемкой на поверхности в зоне предполагаемой паровой камеры, при этом если площадь распространения паровой камеры в продуктивном пласте меньше расстояния между парами добывающих и нагнетательных скважин, то увеличивают объем закачки пара, а если больше, то пускают в эксплуатацию как добывающие вертикальные наблюдательные скважины для увеличения объема отбора продукции, причем в качестве теплоносителя используется перегретый пар, смешанный с продуктами сгорания горючего топлива.

Недостатками данного способа являются при точном определении размеров паровой камеры незначительное увеличение нефтеотдачи и КИН месторождения, так как увеличение закачки теплоносителя в виде пара или пара вместе с продуктами сгорания горючего топлива приводит к преждевременному обводнению продукции месторождения, добываемой из низлежащей скважины, а введение в эксплуатацию дополнительных добывающих скважин из наблюдательных скважин, которые расположены на месторождении по разреженной сетке без привязки к определенным скважинам и не имеющие регулируемой гидродинамической связи с нагнетательными скважинами, также не дает значительного прироста для добычи продукции месторождения, а приводит только к неконтролируемому и затратному прогреву зон пласта, не охваченных добычей.

Технической задачей изобретения является создание способа разработки месторождения высоковязкой нефти или битума со значительным увеличением отбора продукции пласта и КИН по месторождению без больших затрат на прогрев зон пласта, не охваченных прогревом и добычей.

Техническая задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти и битума, включающим 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.

Новым является то, что 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, строят дополнительную скважину между близлежащими парами горизонтальных скважин, причем 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.

На фиг. 1 изображена схема продуктивного пласта с двумя парами горизонтальных скважин и с зоной распространения паровой камеры.

На фиг. 2 - схема продуктивного пласта с двумя парами горизонтальных скважин с дополнительной вертикальной скважиной и зоной распространения паровой камеры.

На фиг. 3 - схема продуктивного пласта с двумя парами горизонтальных скважин с дополнительной горизонтальной скважиной и зоной распространения паровой камеры.

Предложенный способ осуществляют следующим образом.

Способ разработки месторождения высоковязких нефтей или битумов включает строительство вертикальных наблюдательных скважин (не показаны) для уточнения геологического строения и последующего контроля и регулирования выработки пласта 1 (фиг. 1, 2 и 3), строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих 2 и нагнетательных 3 скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины 3 с прогревом продуктивного пласта 1 и созданием паровой камеры 4, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины 2 и контроль за состоянием паровой камеры при помощи наблюдательных скважин и аэрофотосъемки. Причем наблюдательные скважины для лучшего контроля застойных зон (не охваченных термическим воздействием и, как следствие, добычей) вскрывают ниже нижней добывающей горизонтальной скважины как минимум на 0,5 м, но выше уровня 5 ВНК на 0,5÷1 м (для исключения прорыва несанкционированного воды в эти скважины). Разработку месторождения сверхвязкой нефти или битумов ведут с регулированием текущего размера паровой камеры 4 путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины 3 и отбора скважинной жидкости из добывающих скважин 2: при превышении скорости формирования и продвижения паровой камеры 4 выше допустимой (определяется эмпирическим путем: при увеличении обводнения продукции выше 95% и снижении минерализации попутно добываемой воды менее 2-3 г/л), приводящей к неравномерности охвата пласта, уменьшают темп отбора жидкости из соответствующей добывающей скважины 2, одновременно увеличивают отбор продукции из скважин других близлежащих добывающих скважин 2, стимулируя их путем закачки перегретого пара (растворителей, природных газов и т.п.). Совместное нагнетание пара с другими реагентами, способствующими увеличению эффективности паротеплового воздействия, например с углеводородными растворителями (растворитель типа «Нефрас», «Абсорбент», дистиллят, пропан и т.п.), которые, как и пар, способствуют разжижению нефти, позволяя снизить вязкость нефти или битума и увеличивая их добычу; или углекислый газ - повышает пластовое давление и, частично растворяясь в нефти, улучшает эффективность добычи и т.п. Одновременно путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные горизонтальные скважины 3 и отбора жидкости из добывающих горизонтальных скважин контролируют формирование паровой камеры 4 относительно паровых камер 4' соседних пар горизонтальных скважин 2' и 3'. Если площадь распространения паровой камеры 4 в продуктивном пласте меньше площади распространения паровых камер 4' близлежащих пар горизонтальных скважин 2' и 3', то увеличивают давление нагнетания в скважине 3 и отбор жидкости в скважине 2, одновременно уменьшая отбор и закачку в соседних парах горизонтальных скважин 2' и 3' с большей площадью паровых камер 4'. Строят дополнительные скважины 6 (фиг.2 и 3) между близлежащими парами горизонтальных скважин 2, 3 и 2', 3', причем дополнительные скважины 6 вскрывают 7 ниже нижней добывающей горизонтальной скважины 2 и 2' как минимум на 0,5 м (для увеличения охвата тепловым воздействием месторождения между парными скважинами 2, 3 и 2', 3'), но не ниже уровня ВНК 5 более чем на 0,5 м (для исключения прорыва воды в дополнительные скважины 6), производят прогрев теплоносителем дополнительных скважин 6 до создания термогидродинамической связи с получением общей паровой камеры 4 с близлежащими парами горизонтальных скважин 2, 3 и 2', 3' с последующим переводом на отбор продукции для обеспечения симметричного и равномерного распространения паровой камеры 4 вокруг пар горизонтальных скважин 2, 3 и 2', 3'.

Если площадь распространения паровой камеры 4 или 4' в продуктивном пласте 1 меньше расстояния между парами добывающих 2 и 2' и нагнетательных 3 и 3' скважин, то строят дополнительную горизонтальную скважину 6 (фиг.3), если больше - то вертикальную 6 (фиг.2), причем в качестве теплоносителя для различных технологических задач могут использовать перегретый пар, пар с углеводородным растворителем или пар с инертным газом, при этом значительно уменьшая объем застойных зон, не охваченных нагревом теплоносителем и добычей, которая, как показали расчеты, может увеличиться как минимум на 20%

Предложенный способ разработки залежи высоковязких нефтей или битумов позволяет сократить финансовые и материальные затраты в результате контроля и регулирования формирования паровой камеры в процессе осуществления способа, повысить эффективность (как минимум на 20%) разработки месторождения сверхвязкой нефти благодаря повышению равномерности продвижения паровой камеры и увеличению охвата пласта выработкой за счет предлагаемого размещения вертикальных скважин 6 (фиг.2) или горизонтальных скважин 6 (фиг.3) с вскрытием 7 (фиг.2 или 3)ниже уровня горизонтальных добывающий скважин 2 и 2', стимулирования и изменения темпов отбора из скважин 2 и 2', изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины 3 и 3' и отбора жидкости из парных им добывающих скважин 2 и 2' относительно соседних горизонтальных скважин (не показаны);

Высокая эффективность применения данного способа в продуктивном послойно-неоднородном коллекторе высоковязкой нефти и битума решается путем ввода в зонах, не охваченных паротепловым воздействием между парными горизонтальными скважинами, вертикальных и одиночных горизонтальных скважин с вскрытием ниже уровня парных скважин и их общей комплексной эксплуатации.

Предлагаемый способ добычи высоковязких нефтей или битумов прост в применении и значительно увеличивает отбор продукции пласта (как минимум на 20%) и КИН по месторождению без больших затрат на прогрев зон пласта, не охваченных прогревом и добычей.

Способ разработки месторождения высоковязких нефтей или битумов, включающий 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, отличающийся тем, что 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, строят дополнительную скважину между близлежащими парами горизонтальных скважин, причем 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.



 

Похожие патенты:
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.

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 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.
Изобретение относится к области разработки нефтяной залежи с газовой шапкой, предпочтительно на начальной стадии разработки нефтяной залежи. Изобретение применимо на месторождениях с низкой пластовой температурой. Обеспечивает уменьшение опасности прорыва попутного нефтяного газа из газовой шапки в добывающие скважины, повышение коэффициента извлечения нефти, сокращение времени разработки месторождения. Сущность изобретения: бурят скважины в областях расположения газовой шапки, производят закачку холодной воды в пласт в интервале газовой шапки в объеме, достаточном для достижения или поддержания в пласте за счет закачки холодной воды необходимых термобарических условий для образования газовых гидратов и блокирования ими газовой шапки от нефтяной части залежи. На следующем этапе осуществляют разбуривание месторождения и добычу нефти из нефтяной зоны, поддерживая пластовое давление и температуру в залежи на уровне, необходимом для стабильного существования газогидратов. После выработки запасов нефтяной части залежи производят снижение пластового давления или повышение пластовой температуры для разложения гидратов и добычи попутного нефтяного газа из газовой шапки.
Наверх