Термошахтный способ разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти



Термошахтный способ разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти
Термошахтный способ разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти
Термошахтный способ разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти
Термошахтный способ разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти

 


Владельцы патента RU 2535326:

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Ухтинский государственный технический университет" (RU)

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 области разработки нефтяных месторождений, в частности к термошахтным способам добычи высоковязкой нефти.

Известен способ термошахтной разработки залежи высоковязкой нефти (см. патент РФ №2287053С1, МПК E21B 43/24, опубликованный 10.11.2006 г.), включающий проходку добывающей галереи в продуктивном пласте или ниже его, бурение поверхностных нагнетательных скважин вблизи границы участка, закачку пара через поверхностные нагнетательные скважины, распределение его по пласту с помощью подземных разветвленных парораспределительных скважин, отбор нефти через подземные разветвленные добывающие скважины.

Недостатком этого способа является то, что при подаче пара в пласт через поверхностные нагнетательные скважины увеличиваются затраты на сооружение и эксплуатацию поверхностных скважин. Кроме того, при закачке пара через поверхностные скважины, пробуренные вблизи границы участка, значительная часть пара уходит за пределы участка, что снижает тепловую эффективность процесса разработки и приводит к росту паронефтяного отношения.

Известен также способ разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти (патент РФ №2321734С1, МПК E21B 43/24, опубликованный 10.04.2008 г.), согласно которому осуществляют проходку горной выработки в нижней части или ниже нефтяного пласта, бурение из нее пологовосстающих нагнетательных и добывающих скважин, периодическую закачку пара в нагнетательные скважины, оборудованные насосно-компрессорными трубами, отбор нефти из добывающих скважин.

Недостатком этого способа при его применении в неоднородных пластах с вертикальной и крутонаклонной трещиноватостью является высокая степень вероятности пересечения пологими скважинами высокопроницаемых трещин. Вследствие этого закачиваемый теплоноситель распространяется преимущественно по трещинам, что не позволяет вовлечь в процесс активного гидродинамического вытеснения пористую часть пласта. В результате снижается охват и нефтеотдача трещиноватой залежи.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяных месторождений (патент СССР №1064672, кл. E21B 43/24, 1979), в котором с целью повышения нефтеотдачи неоднородных пластов с вертикальной или крутонаклонной трещиноватостью из горной выработки, пройденной ниже нефтяного пласта, дополнительно бурят вертикальные скважины, закачивают теплоноситель в отдельные группы скважин, отбирая нефть из остальных скважин, а после прогрева пласта до оптимальной температуры закачивают в вертикальные и крутонаклонные скважины вытесняющий агент.

Недостатком этого способа являются большие затраты на проходку горных выработок, из которых бурят вертикальные и крутонаклонные скважины. Другим недостатком являются большие тепловыделения в горных выработках, что приводит к ухудшению в них температурного режима.

Задачей изобретения является снижение затрат на проходку горных выработок и улучшение температурного режима в горных выработках.

Поставленная задача решается тем, что в термошахтном способе разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти, включающем проходку буровой галереи в нижней части или ниже нефтяного пласта, закачку теплоносителя и отбор жидкости через подземные пологонаклонные, крутонаклонные и вертикальные скважины, закачку вытесняющего агента после прогрева пласта до оптимальной температуры, согласно изобретению что пологонаклонные скважины с отводами чередуют с пологонаклонными скважинами без отводов, при этом в начальный период ведут закачку теплоносителя через пологонаклонные скважины без отводов, а отбор нефти ведут через пологонаклонные скважины с отводами, а после прогрева пласта до оптимальной температуры ведут закачку вытесняющего агента через пологонаклонные скважины с отводами, а отбор нефти ведут через пологонаклонные скважины без отводов.

Существенными отличительными признаками заявленного изобретения являются:

- из пологонаклонных скважин бурят снизу вверх в виде отводов вертикальные и крутонаклонные скважины;

- чередуют пологонаклонные скважины с отводами с пологонаклонными скважинами без отводов;

- закачивают пар в пологонаклонные скважины без отводов, одновременно отбирая нефть из пологонаклонных скважин с отводами;

- после прогрева пласта до оптимальной температуры ведут закачку вытесняющего агента через пологонаклонные скважины с отводами, а отбирают нефть через пологонаклонные скважины без отводов;

- оборудуют пологонаклонные скважины с отводами, которые недостаточно хорошо реагируют на закачку пара, колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакером, отсекающим отводы от основной части пологонаклонной скважины, и закачивают пар через НКТ, одновременно отбирая нефть через затрубное пространство.

Указанная совокупность существенных признаков обеспечивает достижение высоких технологических показателей при значительно меньших затратах на разбуривание нефтяного пласта вертикальными и крутонаклонными скважинами. Снижение затрат обеспечивается за счет того, что вертикальные и крутонаклонные скважины бурят не из горной выработки, а из пологонаклонной скважины. Таким образом, уменьшается объем дорогостоящих горно-подготовительных работ на общую длину пологонаклонных скважин.

Кроме того, за счет уменьшения количества устьев подземных скважин в буровой галерее снижаются тепловыделения в горные выработки, что способствует улучшению температурного режима в шахте.

На фиг.1 приведена схема разрабатываемого участка залежи в плане.

На фиг.2 - схема того же участка в разрезе (разрез А-А).

На фиг.3 - схема того же участка в разрезе (разрез В-В).

На фиг.4 - схема закачки пара через скважину с отводами.

Нефтеносный пласт 1 разрабатываемой залежи вскрывают из действующих подземных выработок (не показаны). В подошве нефтяного пласта или ниже его сооружают буровую галерею 2. Из буровой галереи 2 бурят пологонаклонные скважины 3 и 4, которые располагают, например, параллельными рядами. Ряды скважин с отводами и без отводов чередуют. В рядах с отводами бурят только нижний ярус пологонаклонных скважин 3 (фиг.2). В рядах без отводов скважины располагают в два или более ярусов 4 в зависимости от толщины пласта (фиг.3). Из пологонаклонных скважин 3 бурят снизу вверх, например, два крутонаклонных или вертикальных отвода 5 до кровли пласта (фиг.2). Устья всех подземных скважин обсаживают термоизолированными колоннами на длину 50-100 м.

На первой стадии ведут закачку теплоносителя в пологонаклонные скважины 4, нефть отбирают из скважин 3 с отводами 5.

Скважины с отводами, которые недостаточно эффективно реагируют на закачку пара, оборудуют колонной НКТ 6 с пакером 7, отсекающим отводы от основной части пологонаклонной скважины 3, и закачивают пар через НКТ в отводы 5, одновременно отбирая нефть через затрубное пространство 8 (фиг.4).

После прогрева пласта до оптимальной температуры, которая соответствует максимальному снижению вязкости нефти, закачку пара в скважины 4 прекращают и переводят эти скважины на добычу нефти. Одновременно вводят под закачку вытесняющего агента, например, попутно добываемой горячей воды скважины 3 с отводами 5. Закачку вытесняющего агента ведут до экономически рентабельного уровня.

Пример. Заявленный способ может быть реализован на Ярегском месторождении высоковязкой нефти. Продуктивный пласт этого месторождения средней толщиной 20 м разбит системой крупных трещиноватых зон, расположенных вертикально или крутонаклонно. Проницаемость этих зон намного превышает проницаемость поровой части пласта.

Для реализации способа в нижней части пласта сооружают горную выработку 2, из которой через каждые 30 м бурят нижний ярус подземных пологонаклонных скважин 3 длиной 300 м под углом 2°. Из части пологонаклонных скважин бурят через каждые 100 м крутонаклонные отводы 5 снизу вверх до кровли пласта.

В рядах, где расположены остальные скважины, бурят, дополнительно к нижнему, верхний ярус пологонаклонных скважин длиной 300 м под углом 6°. Все скважины оборудуют термоизолированными трубами длиной 50 м. При площади разрабатываемого участка 18 га общее количество скважин составит 20 штук, в т.ч. 10 скважин с отводами.

После разбуривания участка скважины 4 подсоединяют к подземному паропроводу, а скважины - 3 к подземному нефтепроводу. После обустройства участка начинают закачку пара давлением 4-5 атм в скважины 4, одновременно отбирая нефть из скважин 3. Скважины 3, не реагирующие на закачку пара, оборудуют колонной НКТ 6 с пакером 7 и закачивают пар в отводы 5, одновременно отбирая нефть через затрубное пространство 8. Спустя 4 года, когда средняя температура пласта по расчету достигнет 70-80°C (при этой температуре вязкость нефти снижается до оптимального уровня 15-20 сПз), закачку пара прекращают. Затем скважины 4 подсоединяют к нефтепроводу, а скважины 3 - к трубопроводу, через который подают в скважины 3 попутно добываемую горячую воду. Разработку ведут до тех пор, пока добыча нефти на участке не снизится до экономически рентабельного предела.

Термошахтный способ разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти, включающий 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, отличающийся тем, что пологонаклонные скважины с отводами чередуют с пологонаклонными скважинами без отводов, при этом в начальный период ведут закачку теплоносителя через пологонаклонные скважины без отводов, а отбор нефти ведут через пологонаклонные скважины с отводами, а после прогрева пласта до оптимальной температуры ведут закачку вытесняющего агента через пологонаклонные скважины с отводами, а отбор нефти ведут через пологонаклонные скважины без отводов.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам разработки нефтяных залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти с использованием тепловых методов воздействия на залежь.

Изобретение относится к нефтеперерабатывающей промышленности. Технический результат - повышение степени извлечения вязкой нефти.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи нефтяной залежи, снижение вязкости нефти и увеличение коэффициента охвата пласта.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а конкретно к пороховым генераторам давления, и может быть использовано для интенсификации добычи нефти и газа.

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.
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 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.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с подстилающей или краевой водой предпочтительно на начальной стадии разработки нефтяной залежи. Изобретение применимо на месторождениях с низкой пластовой температурой. Технический результат - уменьшение опасности прорыва пластовой воды в добывающие скважины, повышение коэффициента извлечения нефти, сокращение времени разработки месторождения. По способу осуществляют бурение скважины в областях расположения водонасыщенной части залежи. Производят закачку газа в пласт в интервале ниже водонефтяного контакта. Закачку производят в объеме, достаточном для достижения или поддержания в пласте за счет закачки газа необходимых термобарических условий для образования газовых гидратов и блокирования ими пластовой воды от нефтяной части залежи. На следующем этапе осуществляют разбуривание месторождения и добычу нефти из нефтяной зоны. При этом, поддерживают пластовое давление и температуру в залежи на уровне, необходимом для стабильного существования газовых гидратов. После выработки запасов нефти при необходимости производят снижение пластового давления или повышение пластовой температуры для разложения газовых гидратов и добычи закачанного ранее газа.

Группа изобретений относиться к добыче вязких углеводородов из подземного коллектора. Технический результат - повышение нормы отбора нефти, повышение качества нефти, возможность эксплуатировать недоступные напрямую с поверхности коллекторы при умеренной стоимости способа разработки. Способ добычи нефти с помощью внутрипластового горения для снижения вязкости нефти включает следующие операции: использование по меньшей мере одной добывающей скважины, имеющей по существу вертикальной участок, идущий вниз в указанный коллектор, и имеющей участок горизонтальной ветви, находящийся во флюидной связи с указанным вертикальным участком и идущий горизонтально наружу от него, причем указанный участок горизонтальной ветви закончен относительно низко в коллекторе; использование по меньшей мере одной нагнетательной скважины в области между противоположными концами указанного участка горизонтальной ветви и со смещением от указанного участка горизонтальной ветви, расположенной по существу непосредственно над указанным участком горизонтальной ветви и при вертикальном совмещении с ним, для нагнетания окисляющего газа в указанный коллектор над указанным участком горизонтальной ветви и в область между взаимно противоположными концами указанного участка горизонтальной ветви; нагнетание окисляющего газа через указанную по меньшей мере одну нагнетательную скважину и инициирование горения углеводородов в указанном коллекторе поблизости от указанной нагнетательной скважины с созданием по меньшей мере одного или нескольких фронтов горения над указанным участком горизонтальной ветви, причем указанные один или несколько фронтов горения вызывают снижение вязкости нефти в указанном коллекторе и ее стекание вниз в указанный участок горизонтальной ветви; создание условий для того, чтобы имеющие высокую температуру газообразные продукты сгорания вместе с указанной нефтью пониженной вязкости накапливались вместе в указанном участке горизонтальной ветви; подъем указанных имеющих высокую температуру газов и нефти на поверхность; отделение у пятки указанной горизонтальной скважины или на поверхности нефти от имеющих высокую температуру газообразных продуктов сгорания. 3 н. и 18 з.п. ф-лы, 5 ил., 2 табл.

Изобретение относится к области добычи газа, нефти и выщелачиванию микроэлементов из сланцевых месторождений и может быть использовано для разработки сланцевых месторождений, максимально приближенных к развитым инфраструктурам мегаполисов. Обеспечивает повышение эффективности разработки сланцевых месторождений в районах с развитой инфраструктурой мегаполисов за счет повышения экологической безопасности и экономической эффективности. Сущность изобретения: способ заключается в разделении разведанного рудного поля на изолированные друг от друга целиками блоки. В центральной части каждого блока по подошве залежи месторождения размещают две горизонтальные скважины в качестве минных камер, в которых устанавливают с обеспечением воздушного зазора взрывной заряд из чередующихся заряженных взрывчатым веществом и пустых, разделяющих заряд на отдельные части, негерметичных контейнеров, закрепленных у устья скважины на тросе. Контейнеры снабжают по всей длине зарядного состава магистральными детонирующими шнурами, соединенными между собой у устья скважины, и с электродетонаторами с замкнутыми проводниками. Рабочий конец контейнеров, заполненных взрывчатыми веществами, выполняют с кумулятивной выемкой. Второй конец заглушают. Для снижения сейсмического воздействия взрыва указанные контейнеры снабжают детонаторами короткозамедленного действия, смонтированными на отрезке детонирующего шнура, находящегося во внутренней полости контейнера. При этом отвод одного из указанных детонаторов подсоединяют к основной магистральной линии детонирующего шнура. Отвод второго детонатора присоединяют к дублирующей линии. Добычные вертикальные скважины размещают по контуру блоков модуля и оборудуют вихревыми насосами «Хобот-Торнадо» с фонтанно-эрлифтными трубами, обеспечивающими работу насоса. Разработку месторождения производят по трехстадийной модульной схеме, последовательно переходя в изолированные целиками соседние блоки. На первой стадии производят минный разрыв пластов с последующим отбором газа и газоконденсата посредством добычных скважин. На второй стадии производят термообработку разорванных пластов путем подачи под давлением не менее 2,0 МПа высокотемпературных продуктов сгорания через вертикальные части горизонтальных скважин в подошвенную часть пласта с последующим извлечением расплавленных твердых и вязких органических составляющих. На третьей стадии через вертикальную часть горизонтальных скважин закачивают в полость пласта щелочной раствор с целью выщелачивания зольных сланцевых пластов для извлечения редкоземельных составляющих. 3 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения нефти, обладающей аномально высокой вязкостью. Технический результат - повышение коэффициента извлечения пластовой нефти на 7-9%, равномерный прогрев пласта по высоте. Термошахтный способ разработки высоковязкой нефти включает закачку теплоносителя в нефтяной пласт через вертикальные нагнетательные скважины, отбор пластовой жидкости через восходящие и горизонтальные добывающие скважины, пробуренные из буровой галереи нефтяного пласта, при этом в буровой галерее устья добывающих скважин верхних и нижних ярусов соединяют попарно трубопроводами с запорной арматурой, а добычу пластовой жидкости ведут в циклическом режиме, добывающие скважины верхнего яруса используют в нагнетательном режиме до момента заполнения пластовой жидкостью скважины нижнего яруса, а в добывающем - до момента минимального или полного истечения пластовой жидкости. 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к термическим способам добычи высоковязкой нефти или битума. Способ разработки месторождения нефти или битума с регулированием отбора продукции скважины включает строительство верхней нагнетательной скважины и нижней добывающей скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, закачку теплоносителя через горизонтальную нагнетательную скважину с прогревом пласта созданием паровой камеры и отбор продукции через горизонтальную добывающую скважину. Снимают термограммы паровой камеры, анализируют состояние ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков и с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры, изменяя зоны отбора продукции. Перед началом отбора с постоянным снятием термограммы в нижнюю горизонтальную скважину также закачивают теплоноситель до прогрева слоя месторождения между скважинами. После чего снимают термограммы по горизонтальным стволам обеих скважин, определяя интервал с максимальной температурой между скважинами. Затем извлекают измерительные приборы, закачивают теплоноситель в нагнетательную скважину и спускают насос в данный интервал добывающей скважины, добывают продукцию насосом до появления гидродинамической связи между скважинами. Извлекают насос из добывающей скважины, спускают в нее насос с оптико-волоконным кабелем для контроля термограммы по всей длине добывающей скважины и для контролируемого перемещения насоса в менее прогретые интервалы в ходе добычи нефти или битума. Использование данного способа позволяет увеличить коэффициент нефтеизвлечения и максимальный дебит за счет равномерного прогрева паровой камеры при использовании стандартного оборудования. 1 ил.
Наверх