Способ свабирования скважины с вязким флюидом и устройство для его осуществления


 


Владельцы патента RU 2537452:

Бирюков Станислав Юрьевич (RU)
Фаисханов Айрат Чунбарысович (RU)

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 области нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных или битумных месторождений, освоению и ремонту скважин, а именно к свабированию скважин с вязким флюидом с помощью теплового воздействия.

Заявляемое изобретение может также использоваться при достижении различных целей, в том числе вызов притока из пласта при освоении скважины, очистка призабойной зоны от продуктов реакции после проведения химической обработки, очистка забоя от механических примесей, выносимых из призабойной зоны пласта (если невозможна промывка забоя из-за поглощения промывочного раствора ввиду хорошей проницаемости призабойной зоны или низкого пластового давления), очистка призабойной зоны от механических примесей, вносимых нагнетаемым в пласт агентом, обработка призабойной зоны физическими методами воздействия на пласт.

Известен способ разработки залежи вязкой нефти или битума (патент РФ №2305762, МПК E21B 43/24, опубл. http://www.fips.ru/cdfi/fips.dll?ty=29&docid=2305762&cl=9&path=http://195.208.85.248/Archive/PAT/2007FULL/2007.09.10/DOC/RUNWC1/000/000/002/305/762/document.pdf" \o "Официальная публикация в формате PDF" \t "_blank), включающий бурение непрерывной горизонтальной скважины с размещением входного участка скважины до залегания продуктивного пласта, условно горизонтального участка скважины по простиранию продуктивного пласта, выходного участка вверх с наклоном от продуктивного пласта до дневной поверхности, установку обсадной колонны, цементирование затрубного пространства, установку насосно-компрессорных труб с центраторами, закачку теплоносителя и отбор вязкой нефти или битума, уточняют распространение продуктивных толщин пласта по площади залежи, бурят по крайней мере одну пару непрерывных горизонтальных скважин, горизонтальные участки которых размещают параллельно один над другим в вертикальной плоскости на расстоянии, предотвращающем преждевременный прорыв конденсата к добывающей скважине, устанавливают обсадные колонны с фильтром в интервале продуктивного пласта, цементирование затрубного пространства колонн осуществляют до кровли продуктивного пласта, закачку теплоносителя осуществляют через верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину с устья и забоя скважины, одновременно осуществляют отбор вязкой нефти или битума через нижнюю горизонтальную добывающую скважину с устья и забоя скважины при помощи сваба.

Известен способ добычи высоковязкой нефти (патент РФ №2206728, МПК E21B 43/24, опубл. 20.06.2003), включающий спуск в обсадную колонну колонны насосно-компрессорных труб до интервала перфорации, подачу по ней теплоносителя, подъем продукции по межтрубному пространству, в обсадную колонну спускают две колонны насосно-компрессорных труб, причем первую спускают до начала, а вторую через первую до конца интервала перфорации и подают по ней теплоноситель, а в пространство между обсадной и первой колонной насосно-компрессорных труб подают газ, продукцию поднимают по пространству между колоннами насосно-компрессорных труб, после обеспечения заданной приемистости подъем продукции прекращают, закачку теплоносителя продолжают до расчетной величины, при этом подачу газа продолжают, заполняют им пространство между колоннами насосно-компрессорных труб и поддерживают в таком состоянии, затем скважину останавливают на термокапиллярную пропитку до начала интенсивного снижения подвижности флюида в призабойной зоне, сбрасывают давление в скважине, отбирают поступающую в нее продукцию до уменьшения дебита, полученного на естественном режиме работы пласта, цикл закачки теплоносителя и отбора продукции повторяют до создания с добывающей скважиной зоны с подвижным флюидом, после чего скважину переводят в нагнетательную, а отбор продукции осуществляют через добывающую скважину.

Известен самонагревающийся балансировочный груз (патент CN №200989190 (Y), МПК E21B 36/04, E21B 43/00, опубл. 2007-12-12), содержащий носовой выход, защитную оболочку, переключатель, управляющий элемент, множество никель-водородных аккумуляторов, высокоэффективный нагреватель и оболочку, в котором носовой выход выполнен с возможностью соединения со свабом, защитная оболочка герметизирует и защищает части автотермического балансира, переключатель управляет рабочим состоянием высокоэффективного нагревателя, управляющий элемент задерживает соединение цепи и защищает заряд и разряд множества никель-водородных аккумуляторов, которые предоставляют энергию для преобразования в тепло, высокоэффективный нагреватель выполняет преобразование электричества в тепло, оболочка выполнена с возможностью защиты и передачи тепла.

Известно устройство для драгирования сырой нефти (патент CN №2588050 (Y), МПК E21B 43/00, опубл. 2003-11-26), ближайшее по технической сущности к заявляемому устройству и принятое за прототип, содержащее электрический генератор, шкаф управления преобразованием частоты, лебедку с двойными колесами, силовой кабель и сваб для добычи нефти с электромагнитным нагревателем, при этом один конец силового кабеля соединяется с шкафом управления преобразованием частоты, а другой конец соединяется с электромагнитным нагревателем, нагреватель размещается в точке, соответствующей уровню жидкости в скважине, и включается питание для предварительного нагрева. После этого нагреватель поднимается, питание выключается, и инструмент для добычи нефти помещается в жидкость, и, таким образом, нагретая сырая нефть добывается в скважине.

Задачей изобретения является обеспечение способа и разработка устройства, позволяющих повысить эффективность, возможность освоения (добычи) скважин, содержащих высоковязкие нефти или битум посредством свабирования.

Конструкция устройства позволяет снизить аварийность (обрыв кабеля или устройства), повысить эффективность процесса извлечения жидкости свабированием, уменьшить энергозатраты.

Техническим результатом, на достижение которого направлено заявляемое изобретение, является повышение эффективности освоения скважин, содержащих высоковязкие нефти или битум посредством свабирования.

Технический результат достигается тем, что способ свабирования скважины с вязким флюидом включает этапы, на которых: предварительно опускают свабирующее устройство до границы с вязким флюидом, погружают его под уровень вязкого флюида, 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 скважинного флюида с одновременным спуском свабирующего устройства, осуществляют отбор вязкого флюида и подъем его на поверхность при помощи свабирующего устройства.

Локальный нагрев осуществляют в продолжительном или повторно-кратковременном режиме на всем протяжении спуска свабирующего устройства.

Погружают свабирующее устройство под уровень вязкого флюида с предварительно заданной скоростью.

При отклонении скорости погружения свабирующего устройства под уровень вязкого флюида от предварительно заданной регулируют количество электрической энергии, подаваемой с поверхности.

Скорость погружения задают равной не менее 0,3 м/с и не более 1 м/с.

Регулируют скорость погружения свабирующего устройства в вязкий флюид посредством его утяжеления.

Погружают свабирующее устройство под уровень вязкого флюида под собственным весом.

Осуществляют управление свабирующим устройством с поверхности.

Получают телеметрическую информацию о скважине от свабирующего устройства, проводят ее анализ, на основании результатов которого корректируют управление свабирующим устройством с поверхности.

По полученной телеметрической информации о скважине определяют температуру скважинного флюида, и при отклонении температуры скважинного флюида от предварительно заданной регулируют количество электрической энергии, подаваемой с поверхности.

Предварительно заданная температура составляет не менее 40°С и не более 100°С.

Технический результат также достигается тем, что в устройстве для осуществления способа, содержащем свабирующее устройство, соединенное с наземным оборудованием, новым является то, что свабирующее устройство содержит в своей верхней части кабельный наконечник, обеспечивающий механическое и электрическое соединение с геофизическим кабелем, соединенным с наземным оборудованием, а в нижней своей части содержит преобразователь электрической энергии в тепловую, соединенный с кабельным наконечником посредством канала электрической энергии.

Кабельный наконечник обеспечивает механическое и электрическое соединение с каналом электрической энергии.

Преобразователь электрической энергии в тепловую окружен защитной оболочкой, имеющей непосредственный контакт с внутренней средой скважины и выполненной с возможностью передачи тепловой энергии в скважину.

Защитная оболочка выполнена из металла.

Свабирующее устройство выполнено обтекаемой удлиненной формы и с возможностью изменения массы и длины.

Масса преобразователя электрической энергии в тепловую составляет не менее 30 кг.

Длина преобразователя электрической энергии в тепловую составляет не менее 0,5 метров и не более 1,5 метров.

Свабирующее устройство дополнительно содержит по меньшей мере один датчик температуры.

Канал электрической энергии и геофизический кабель выполнены с возможностью передачи телеметрической информации от по меньшей мере одного датчика температуры к наземному оборудованию.

Наземное оборудование содержит устройство анализа телеметрической информации и управления свабирующим устройством.

Преобразователь электрической энергии в тепловую выполнен с применением ТЭН (термоэлектрического нагрева), или электрохимического нагрева, или с возможностью индукционного преобразования электрической энергии в тепловую.

Свабирующее устройство дополнительно содержит блок защиты от перегрева.

Сущность способа заключается в следующем.

Опускают свабирующее устройство до границы с высоковязкой средой и начинают плавно погружать его под уровень высоковязкой среды (гидростатический уровень скважинной жидкости).

С поверхности скважины к свабирующему устройству подают электрическую энергию, которую затем преобразуют в тепловую энергию и передают во внутреннюю среду скважины, т.е. начинают локально нагревать скважинный флюид, окружающий нижнюю часть свабирующего устройства.

Свабирующее устройство начинают опускать под уровень вязкой среды под собственным весом или с определенной заданной скоростью. В случае отклонения скорости погружения от заданной регулируют количество подаваемой электрической энергии: при замедлении скорости - увеличивают количество подаваемой электрической энергии, при увеличении - снижают.

Доводят температуру подаваемой тепловой энергии до температуры разжижения скважинного флюида. Текущую температуру скважинного флюида определяют по телеметрической информации, которую получают от свабирующего устройства. В зависимости от типа скважинного флюида температура разжижения может составлять от 40°С до 100°С. При превышении температуры разжижения - снижают количество подаваемой электрической энергии, в противном случае - увеличивают.

В зависимости от поставленной цели локальный нагрев может проводиться в разных режимах: в продолжительном или повторно-кратковременном режиме, причем проводится на всем протяжении спуска свабирующего устройства.

По завершении прохождения заданного пути свабирующим устройством осуществляют единовременный отбор и подъем высоковязкого флюида путем свабирования.

При необходимости все этапы могут повторять до достижения необходимой приемистости скважины или до получения заданного объема высоковязкого флюида.

Спуск свабирующего устройства в высоковязкую среду может быть обеспечен посредством его утяжеления.

В зависимости от вязкости среды регулируют вес свабирующего устройства. Также может изменяться длина свабирующего устройства для увеличения объема высоковязкого флюида, подверженного локальному нагреву.

В качестве высоковязкого флюида может быть нефть, битум или иная скважинная жидкость.

В зависимости от поставленной цели свабирование заканчивается после отбора необходимого объема скважинной жидкости, стабилизации притока из пласта, начала фонтанирования скважины и т.д.

Устройство для реализации способа представлено на фиг.1.

Устройство состоит из блоков: свабирующее устройство 1, геофизический кабель 2, наземное оборудование 3, кабельный наконечник 4, канал 5 электрической энергии, преобразователь 6 электрической энергии в тепловую, защитная оболочка 7.

Свабирующее устройство 1 соединено с наземным оборудованием 3 при помощи геофизического кабеля 2 через кабельный наконечник 4, обеспечивающий механическое и электрическое соединение.

Свабирующее устройство 1 содержит преобразователь 6 электрической энергии в тепловую (нагреватель), соединенный с электромагнитным клапаном 4 посредством канала 5 электрической энергии.

Преобразователь 6 электрической энергии в тепловую окружен защитной оболочкой 7, выполненной из теплопроводного и стойкого к агрессивной скважинной среде материала. В одном из вариантов осуществления таковым может быть металл, позволяющий эффективно передавать тепло во внешнюю среду и мало подверженный воздействию скважинного флюида.

Защитная оболочка 7 герметизирует и защищает преобразователь 6 электрической энергии в тепловую.

Свабирующее устройство 1 имеет металлическое тело и надетую на него резиновую муфту либо может быть выполнено из любого материала любым способом, известным из уровня техники.

Устройство для реализации способа дополнительно содержит по меньшей мере один датчик температуры для сбора телеметрической информации о скважине, расположенный в любой части свабирующего устройства 1, но предпочтительно в нижней его части.

Телеметрическая информация с датчика температуры передается к наземному оборудованию 3 посредством канала 5 электрической энергии и геофизического кабеля 2 для формирования текущей информации о скважине и обеспечения возможности наземному оборудованию 3 осуществлять управление свабирующим устройством 1.

В одном из вариантов осуществления устройство может содержать расположенный в наземном оборудовании 3 типовой счетчик глубины, работающий по принципу измерения длины геофизического кабеля 2, опускаемого в скважину с помощью мерного ролика, и коррекции этой глубины по магнитным меткам, нанесенным на геофизический кабель 2 через определенный фиксированный интервал.

Свабирующее устройство 1 для дополнительного облегчения спуска (увеличения скорости погружения) в вязкую среду должно быть выполнено обтекаемой удлиненной формы, иметь достаточную массу (в предпочтительном варианте осуществления 30 кг и длину не менее 0,5 метра), иметь возможность увеличения груза (удлинения), иметь «направляющие» для уменьшения сопротивления погружению в высоковязкой скважинной жидкости.

Масса и длина свабирующего устройства 1 может быть изменена в зависимости от строения скважины и вязкости скважинной среды.

Преобразователь 6 электрической энергии в тепловую выполнен с применением ТЭН, электрохимического нагрева, с возможностью индукционного преобразования электрической энергии в тепловую.

Устройство работает следующим образом.

Опускают свабирующее устройство 1 на геофизическом кабеле 2 в скважину до границы с вязкой средой.

Включают питание и подают электрическую энергию к свабирующему устройству 1 через геофизический кабель 2 от источника электрической энергии, расположенного в наземном оборудовании 3.

Электрическая энергия через кабельный наконечник 4, обеспечивающий механическое и электрическое соединение, поступает к преобразователю 6 электрической энергии в тепловую посредством канала 5 электрической энергии для преобразования ее в тепло.

Преобразователь 6 электрической энергии в тепловую преобразует электрическую энергию в тепловую энергию и передает ее в окружающую среду скважины через защитную оболочку 7 для локального нагрева скважинного флюида и уменьшения вязкости добываемой продукции.

Нагрев ведут до достижения температуры разжижения скважинного флюида.

При этом одновременно плавно опускают свабирующее устройство 1 под уровень разжиженного скважинного флюида.

По завершении погружения на требуемую глубину (например, 200 метров) осуществляют отбор и подъем скважинного флюида путем свабирования.

При подъеме свабирующего устройства 1 резиновая муфта расширяется и герметизирует скважину, тем самым обеспечивая отбор и подъем вязкого флюида.

Затем весь процесс могут повторять необходимое количество раз до обеспечения требуемой приемистости скважины или требуемого уровня скважинного флюида.

Локальный нагрев скважинного флюида позволяет существенно понижать ее вязкость, вследствие чего повышается скорость погружения устройства под уровень скважинной жидкости и облегчается подъем устройства с извлечением на поверхность разжиженного скважинного флюида.

С помощью датчика температуры периодически снимают информацию о температуре скважинного флюида, на которую опущено свабирующее устройство 1. Телеметрическая информация с датчика передается на поверхность через геофизический кабель 2. С помощью полученной информации устройство управления, расположенное в наземном оборудовании 3, формирует управляющие сигналы о начале и окончании процесса нагрева, спуска и подъема свабирующего устройства 1 и т.д.

Свабирующее устройство 1 должно перемещаться с определенной заданной скоростью, зависящей от параметров рабочей скважины, в т.ч. от вязкости среды в скважине. Если в процессе спуска под уровень вязкой среды изменяют скорость движения свабирующего устройства 1 (замедляют или ускоряют), соответственно регулируют количество подаваемой электрической энергии на свабирующее устройство 1 от наземного оборудования 3 (увеличивают или уменьшают). Количество подаваемой электрической энергии регулируют, чтобы поддерживать скорость погружения свабирующего устройства не менее 0,3 м/с и не более 1 м/с. Таким образом, добиваются погружения свабирующего устройства 1 до глубины более 200 метров за время меньшее 15 минут.

В предпочтительном варианте осуществления свабирующее устройство 1 может быть снабжено блоком защиты от перегрева, например, работающим по принципу температурного реле, которое срабатывает (прекращает проведение электрической энергии от кабельного наконечника 4 к преобразователю 6 электрической энергии в тепловую) при превышении некоторой температуры, например 100°С, что соответствует максимальной предварительно заданной температуре разжижения скважинного флюида.

Изобретение может применяться при гидрофизических исследованиях скважин, в нефтедобывающей промышленности при освоении скважин после ремонта (ремонтно-изоляционные работы, обработки призабойных зон, повышение нефтеотдачи пластов и других видов интенсификации притока из перфорированных пластов с применением различных эмульсий); при добыче или освоении скважин после ремонта, содержащих в своей продукции высоковязкие нефти или битум.

Заявляемое изобретение дополнительно обеспечивает автономность и мобильность комплекса применяемого оборудования, экологическую чистоту процесса свабирования, безопасность проведения работ.

1. Способ свабирования скважины с вязким флюидом, включающий 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. Способ по п.1, отличающийся тем, что локальный нагрев осуществляют в продолжительном или повторно-кратковременном режиме на всем протяжении спуска свабирующего устройства.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что регулируют скорость погружения свабирующего устройства в вязкий флюид посредством его утяжеления.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что погружают свабирующее устройство под уровень вязкого флюида под собственным весом.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что осуществляют управление свабирующим устройством с поверхности.

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что получают телеметрическую информацию о скважине от свабирующего устройства, проводят ее анализ, на основании результатов которого корректируют управление свабирующим устройством с поверхности.

7. Способ по п.6, отличающийся тем, что по полученной телеметрической информации о скважине определяют температуру скважинного флюида.

8. Устройство для свабирования скважины с вязким флюидом, содержащее свабирующее устройство, соединенное с наземным оборудованием, отличающееся тем, что свабирующее устройство содержит в своей верхней части кабельный наконечник, обеспечивающий механическое и электрическое соединение с геофизическим кабелем, соединенным с наземным оборудованием, а в нижней своей части содержит преобразователь электрической энергии в тепловую массой не менее 30 кг, соединенный с кабельным наконечником посредством канала электрической энергии, при этом свабирующее устройство содержит по меньшей мере один датчик температуры и регулятор электрической энергии на поверхности для поддержания температуры скважинного флюида не менее 40°C и не более 100°C и скорости погружения свабирующего устройства не менее 0,3 м/с и не более 1 м/с.

9. Устройство по п.8, отличающееся тем, что кабельный наконечник обеспечивает механическое и электрическое соединение с каналом электрической энергии.

10. Устройство по п.8, отличающееся тем, что преобразователь электрической энергии в тепловую окружен защитной оболочкой, имеющей непосредственный контакт с внутренней средой скважины, стойкой к агрессивной среде скважине, и выполненной с возможностью передачи тепловой энергии в скважину.

11. Устройство по п.10, отличающееся тем, что защитная оболочка выполнена из металла.

12. Устройство по п.8, отличающееся тем, что свабирующее устройство выполнено обтекаемой удлиненной формы и с возможностью изменения массы и длины.

13. Устройство по п.8, отличающееся тем, что длина преобразователя электрической энергии в тепловую составляет не менее 0,5 метров и не более 1,5 метров.

14. Устройство по п.8, отличающееся тем, что канал электрической энергии и геофизический кабель выполнены с возможностью передачи телеметрической информации от по меньшей мере одного датчика температуры к наземному оборудованию.

15. Устройство по п.8, отличающееся тем, что наземное оборудование содержит устройство анализа телеметрической информации и управления свабирующим устройством.

16. Устройство по п.8, отличающееся тем, что преобразователь электрической энергии в тепловую выполнен с применением ТЭН, или электрохимического нагрева, или с возможностью индукционного преобразования электрической энергии в тепловую.

17. Устройство по п.8, отличающееся тем, что свабирующее устройство дополнительно содержит блок защиты от перегрева.



 

Похожие патенты:

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.

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.
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.

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.

Настоящее изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к добыче нефти из подземных нефтяных месторождений. Технический результат - повышение эффективности добычи нефти за счет выравнивания приемистости подземных неоднородных формирований со значительными температурными градиентами. По способу предусматривают использование по меньшей мере одной добывающей и одной нагнетательной скважин. Анализируют распределение температур в зоне между нагнетательной и добывающей скважинами. При распределении температур в зоне месторождения между нагнетательной и добывающей скважинами таким образом, что минимальная температура не менее 20°С, максимальная температура не более 320°С, а их разность составляет по меньшей мере 20°С, закачивают в нефтяное месторождение через нагнетательную скважину водные гелеобразующие препараты, содержащие воду и один или несколько химических компонентов. Обеспечивают возможность этих препаратов после закачивания в месторождение под действием температуры последнего образовывать гели. Упомянутые препараты принимают отличными друг от друга типом и/или концентрацией содержащихся в них химических компонентов. Химические компоненты и/или их концентрацию выбирают таким образом, чтобы температура гелеобразования и/или время гелеобразования второй и при необходимости любой другой закачиваемой порции отличались от соответствующих параметров закачанной перед этим порции. 18 з.п. ф-лы, 7 ил., 4 табл.

Изобретение относится к области добычи нефти и, в частности, к стимулированию ее добычи. Технический результат - повышение эффективности добычи нефти на выработанных месторождениях с повышением безопасности добычи. Способ предусматривает использование водных растворов бинарных смесей - неорганической или органической селитры и нитрита или гидрида щелочного металла, закачиваемых по отдельным каналам. Способ включает монтаж оборудования в скважинах на выбранном участке месторождения. Каждую скважину оснащают устройствами для контроля температуры, давления и состава продуктов реакций в режиме реального времени. Предварительно осуществляют нагрев участков пласта около скважины объемом не менее 20 м3 до температуры не менее 100°C путем закачки не менее 2 т реагентов бинарной смеси. Осуществляют циклический нагрев части пласта около скважины объемом не менее 100 м - массой не менее 250 т до температуры не менее 140°C за счет реакции не менее 12 т реагентов бинарной смеси. При этом обеспечивают первый уровень взрывобезопасности в стволе скважины путем чередования в канале закачки порций раствора селитры, массой не более 1 т каждая, с порцией технической воды не менее 0,05 т каждая. Второй уровень взрывобезопасности в стволе скважины обеспечивают путем непрерывных контроля и регулирования процесса реакции с ограничением температуры в стволе скважины ниже предвзрывной. Эту температуру определяют по появлению признаков самоускорения реакции на регистрируемых кривых зависимости температуры и давления от времени. При этих признаках прекращают закачку инициатора разложения селитры в скважину. В последующем осуществляют закачку раствора селитры массой не менее 10 т в предварительно нагретый пласт. При этом реализуют третий уровень взрывобезопасности в процессе реакции в пласте, катализируемой теплом, накопленным в предыдущих циклах. Третий уровень взрывобезопасности обеспечивают отношением массы селитры, закачиваемой в поры и трещины пласта, к массе породы. Соотношение составляет, преимущественно, 1 к 20. Низкую, близкую к нулю вероятность взрыва смеси обеспечивают 95 мас.% породы и 5 мас.% селитры. Закачку реагентов на всех циклах проводят при непрерывном контроле температуры в зоне реакции, давления и температуры в районе пакера и в процессе закачки реагентов с целью своевременного прекращения реакции при выходе параметров реакции за пределы допустимых режимов. 3 з.п. ф-лы.
Наверх