Термошахтный способ разработки высоковязкой нефти



Термошахтный способ разработки высоковязкой нефти
Термошахтный способ разработки высоковязкой нефти

 


Владельцы патента RU 2543843:

федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Пермский национальный исследоватеьский политехнический университет" (RU)

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 нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения нефти, обладающей аномально высокой вязкостью.

Известен способ разработки месторождений сверхвязкой нефти, включающей строительство горизонтальных добывающих и нагнетательных 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 (RU 2471972 С1, опубл. 10.01.2013 г.).

Недостатком известного способа является неравномерный прогрев нефтяного плата и низкий коэффициент извлечения нефти.

Известен способ обработки углеводородосодержащих пластов с использованием неравномерно расположенных источников тепла (RU 2477368 С2, опубл. 13.10.2008 г.).

Недостатком известного способа является отсутствие распределения тепла по толщине пласта, инерционность системы, вертикальное расположение добывающих скважин, различная цикличность закачки-добычи, проходка добывающих скважин в пустых породах и, следовательно, низкая производительность способа.

Известен способ шахтной разработки нефтяных месторождений, заключающийся в прогреве продуктивного пласта теплоносителем, закачиваемым в горизонтальные или наклонные скважины, расположенные вкрест простирания трещин, и последующем отборе нефти, и после предварительного прогрева пласта в смешении теплоносителя с поверхностно-активным веществом, стабилизатором и газовой фазой и подачей в скважины, расположенные вдоль простирания трещин (RU 925149, опубл. 28.08.80).

Недостатком известного способа является сложность его осуществления, связанная с необходимостью подготовки смешанного теплоносителя с поверхностно-активным веществом с целью обеспечения равномерного прогрева разрабатываемого участка нефтяного пласта.

Наиболее близким способом к заявленному является способ термошахтной разработки высоковязкой нефти разветвленными скважинами, включающий закачку теплоносителя в нефтяной пласт через поверхностные нагнетательные скважины, распределение пара посредством разветвленных парораспределительных скважин, отбор пластовой жидкости через восходящие или горизонтальные разветвленные добывающие скважины. Устья подземных парораспределительных и добывающих скважин обсаживают термоизолированными колоннами (RU 2287053 С1, опубл. 10.11.2006).

Недостатком известного способа является низкий коэффициент извлечения пластовой нефти 0,5-0,7 и высокие энергозатраты из-за наличия тепловых потерь и недостаточного прогрева нижней части продуктивного нефтяного пласта.

Технический результат заключается в создании термошахтного способа разработки высоковязкой нефти, позволяющего повысить коэффициент извлечения пластовой нефти на 7-9% в зависимости от геологических условий и снизить энергозатраты за счет осуществления равномерного прогрева нефтяного пласта по высоте.

Технический результат достигается за счет того, что при осуществлении термошахтного способа разработки высоковязкой нефти, включающего закачку теплоносителя в нефтяной пласт через вертикальные нагнетательные скважины, отбор пластовой жидкости через восходящие и горизонтальные добывающие скважины, пробуренные из буровой галереи нефтяного пласта, согласно изобретению в буровой галерее устья добывающих скважин верхних и нижних ярусов соединяют попарно трубопроводами с запорной арматурой, а добычу пластовой жидкости ведут в циклическом режиме, при этом 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.

Скважины верхнего яруса имеют тенденцию к прорывам теплоносителя (пара), а скважины нижнего яруса как правило являются низкодебетными.

При подаче теплоносителя (пара) в вертикальные нагнетательные скважины тепловой фронт подходит к добывающим скважинам различных ярусов, начиная с верхнего. Соединение устьев добывающих скважин верхнего и нижнего ярусов попарно трубопроводом с запорной арматурой позволяет осуществлять регулирование равномерного распределения теплоносителя (пара) по высоте нефтяного пласта и необходимый нагрев его нижнего яруса.

Регулирование подачи теплоносителя с помощью запорной арматуры позволяет эксплуатировать скважины верхнего яруса в двух режимах - нагнетательном и добывающем, обеспечивая высокую эффективность нефтедобычи за счет оптимизации подвода и распределения тепловой энергии.

Таким образом, существенные признаки, указанные в формуле изобретения, позволяют решать техническую задачу, т.е. осуществлять эффективное распределение теплоносителя по ярусам нефтяного пласта, в особенности в нижней части, и к концу разработки участка нефтяного плата снижать разность коэффициентов нефтеизвлечения ярусов пласта, повышая коэффициент извлечения нефти на 7-9% при низких энергозатратах на добычу.

На фиг.1 представлен добычной комплекс, реализующий заявляемый способ.

На фиг.2 показана схема установки соединительных трубопроводов и запорной арматуры в нефтяном пласте.

Добычной комплекс для осуществления заявляемого способа строят следующим образом.

Вначале над нефтяным пластом с поверхности строят вертикальные воздухоподающий и вентиляционный стволы 1. Далее выполняют сеть капитальных горных выработок 2. Перед проходкой наклонных горных выработок 4, т.е. уклона и ходка, строят систему, состоящую из лебедочной и подземной распределительной подстанций (не показаны). После проходки горных выработок 4 в подошве нефтяного пласта выполняют буровую галерею 5. С поверхности по периферии уклонного блока бурят вертикальные нагнетательные скважины 6 для подачи теплоносителя (пара), соединенные с котельной или парогенератором 7. Из буровой галереи 5 бурят по плотной сетке наклонные и горизонтальные добывающие скважины 8. В зависимости от толщины нефтяной пласт 9 делят по высоте на верхний и нижний ярусы. Устья скважин верхнего и нижнего ярусов соединяют трубопроводом 10 и устанавливают запорную арматуру 11 (фиг.2).

Добычу пластовой воды и нефти заявляемым способом осуществляют в следующем порядке.

При разных состояниях запорной арматуры 11 добывающая скважина 8 верхнего яруса, имеющая тенденцию к прорывам пара в уклонный блок, может работать в 2-х режимах: нагнетательном и добывающем. В нагнетательном режиме скважина 8 верхнего яруса работает до момента заполнения пластовой жидкостью скважины 8 нижнего яруса. В добывающем режиме скважина 8 нижнего яруса работает до момента снижения истечения пластовой жидкости до минимального, либо полного истечения в течение одного цикла.

Таким образом, предлагаемый термошахтный способ разработки высоковязкой нефти позволяет осуществлять эффективный подвод и распределение тепловой энергии внутри нефтяного пласта, в особенности в нижней части, и к концу разработки участка нефтяного плата снижать разность коэффициентов нефтеизвлечения ярусов пласта, повышая коэффициент извлечения пластовой нефти до 0,77 при низких энергозатратах.

Термошахтный способ разработки высоковязкой нефти, включающий закачку теплоносителя в нефтяной пласт через вертикальные нагнетательные скважины, отбор пластовой жидкости через восходящие и горизонтальные добывающие скважины, пробуренные из буровой галереи нефтяного пласта, отличающийся тем, что в буровой галерее устья добывающих скважин верхних и нижних ярусов соединяют попарно трубопроводами с запорной арматурой, а добычу пластовой жидкости ведут в циклическом режиме, при этом 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.



 

Похожие патенты:

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.

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.
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 относится к области разработки нефтяной залежи с газовой шапкой, предпочтительно на начальной стадии разработки нефтяной залежи. Изобретение применимо на месторождениях с низкой пластовой температурой.

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.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений. Технический результат - повышение эффективности разработки залежи.

Группа изобретений относится к области нефтедобывающей промышленности и, в частности, к разработке нефтяных или битумных месторождений, освоению и ремонту скважин.

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 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.

Группа изобретений относится к топливно-энергетическому комплексу и может быть использована для добычи нефти и газа при разработке сланцевых нефтегазоносных залежей. Технический результат - снижение общего объема работ по бурению добычных скважин при освоении сланцевых залежей. По способу осуществляют капитальные горные работы по вскрытию и созданию каналов доступа к продуктивному пласту залежи. Осуществляют подземные горно-подготовительные и эксплуатационные работы по скважинной добыче сланцевых нефти и газа с использованием многоступенчатого гидроразрыва пласта или теплового воздействия на пласт. Вскрытие сланцевой нефтегазосодержащей залежи осуществляют вертикальными шахтными стволами. Подготовку продуктивного пласта к добыче углеводородов осуществляют подземными горно-подготовительными выработками, размещенными ниже водоносных горизонтов покрывающих горных пород над сланцевыми породами залежи. Добычу углеводородов осуществляют выемочными блоками подземных добычных скважин с протяженными в пласте горизонтальными участками. Добычные скважины бурят из подземных камер, сооружаемых в основных горно-подготовительных выработках. Перед полным гидроразрывом пласта в добычных скважинах осуществляют малый диагностический гидроразрыв пласта в скважинах малого диаметра, буримых из основных горноподготовительных выработок на всю мощность продуктивного пласта вкрест его простирания. Продукцию добычных скважин в околоствольном дворе разделяют на сланцевый газ и сланцевую нефть. Сланцевую нефть выдают на поверхность для дальнейшей подготовки к отправке потребителям. Сланцевый газ сжигают в котле околоствольной теплогенерирующей установки для производства водяного пара или горячей воды, используемых для выработки электрической энергии или теплового воздействия на продуктивный пласт залежи для повышения интенсивности и величины нефтеотдачи. 2 н.п. ф-лы, 11 ил.

Группа изобретений относится к области газодобычи и конкретно к выделению и сбору природного газа из залежей газогидратов, локализованных в придонных участках океанического шельфа и в зоне вечной мерзлоты. Технический результат - повышение эффективности извлечения газа за счет снижения энергетических, материальных и финансовых затрат на осуществление технологического процесса и минимизации потерь товарного продукта. По способу осуществляют доставку окислителя и топлива в газогенератор. Сжигают топливо в газогенераторе с получением потока содержащих диоксид углерода горячих газов, воздействующих на газогидрат с получением вытесненного газа. Осуществляют сбор вытесненного газа на поверхности. При этом газогидрат диспергируют. Для получения потока содержащих диоксид углерода горячих газов используют систему газогенераторв. Эта система включает как минимум одну пару газогенераторов, ориентированных антисимметрично относительно друг друга так, что истекающие из них в противоположных направлениях потоки горячих газов, воздействующих на газогидрат, одновременно приводят во вращательное движение турбину с установленными на общем с ней валу устройством для диспергирования газогидрата. Имеется вентиляторное лопаточное устройство. Его вращение обеспечивает направленный транспорт снизу вверх вытесненного газа и неразложившегося диспергированного газогидрата. Их подвергаются в процессе транспорта разложению с образованием дополнительного количества вытесненного газа. 2 н. и 10 з.п. ф-лы, 1 ил.

(57) Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - оптимизация работы горизонтальной скважины, снижение энергетических затрат на ее эксплуатацию, увеличение ширины полезной зоны охвата влияния добывающей горизонтальной скважины, снижение доли газов в составе добываемой продукции, увеличение выработанности запасов нефтеносной залежи. Способ разработки нефтяной залежи системой горизонтальной и вертикальной скважин с использованием термического воздействия включает бурение и обустройство горизонтальной и вертикальной скважин таким образом, что забой вертикальной скважины располагают над забоем горизонтальной скважины на расчетном расстоянии по вертикали от 3 до 7 м, создание области прогрева за счет закачки в скважины горюче-окислительной смеси ГОС и инициатора горения ИГ для розжига и прогрева межскважинной зоны до 100-200°С в зависимости от типа ГОС и ИГ и установления гидродинамической связи между скважинами, перевод горизонтальной скважины под добычу жидкости насосом с продолжением подачи ГОС и ИГ в вертикальную скважину для поддержания горения и разогрева залежи до температуры 250-350°C - самостоятельного горения ГОС, после чего подачу ИГ прекращают и продолжают закачку ГОС для поддержания и продвижения горения вдоль ствола горизонтальной скважины. Горизонтальную скважину при строительстве оборудуют фильтром с несколькими зонами по длине горизонтального участка. Перед спуском насоса в горизонтальную скважину спускают хвостовик, оснащенный внутри термопарами для контроля температуры внутри скважины напротив зон фильтра и выполненный с возможностью при повороте последовательного открытия только одной из зон и закрытия зон фильтра от забоя к устью. Зона, прилегающая к забою, первоначально открыта. После инициации горения при снижении в этой зоне температуры с максимальной, достигаемой в процессе горения в условиях залежи, до 85-95°C отбор продукции насосом прекращают, хвостовик с устья поворачивают на заданный угол, обеспечивающий закрытие забойной зоны и открытие следующей, используемой для дальнейшего отбора продукции насосом. После изменения в ней температуры с максимальной, достигаемой в процессе горения в условиях залежи, до 85-95°C эту зону поворотом хвостовика перекрывают, открывая следующую от забоя зону, и так аналогично последовательно открывая и закрывая зоны до последней зоны от забоя фильтра. 1 пр., 3 табл., 8 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области разработки залежи высоковязкой нефти или битума. Технический результат - увеличение охвата пласта воздействием, увеличение уровня добычи высоковязкой нефти и битума с одновременным снижением материальных затрат и энергозатрат. Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума включает строительство двух горизонтальных скважин, расположенных одна над другой, закачку пара в пласт, прогрев пласта с созданием паровой камеры, закачку пара и углеводородного растворителя в нагнетательную горизонтальную скважину и отбор продукции из добывающей горизонтальной скважины. В качестве углеводородного растворителя применяют попутный газ. Закачку пара и попутного газа ведут циклически и последовательно. Пар закачивают в пласт до увеличения вязкости отбираемой продукции в 3-5 раз по сравнению с начальной вязкостью в начале цикла, начинают закачивать попутный газ с отбором продукции до снижения температуры отбираемой продукции на 10-25%, после чего циклы закачки пара и попутного газа с отбором продукции повторяют. 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам для добычи высоковязкой нефти. Способ освоения и эксплуатации скважины с высоковязкой нефтью включает спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) со скважинным насосом с силовым кабелем и капиллярной трубки, спущенной в скважину параллельно с силовым кабелем и закрепленной на наружной поверхности НКТ клямсами. Добывают нефть или нефтесодержащую пластовую жидкость. Подают химический реагент в скважину из емкости насосом-дозатором через капиллярную трубку. Вводят силовой кабель в скважину через герметичный кабельный ввод. Осуществляют защиту силового кабеля и капиллярной трубки от прямого контакта с внутренней поверхностью скважины протекторами. При этом на устье скважины НКТ снизу вверх оснащают электронагревателем с удлинителем, скважинным насосом с силовым кабелем и муфтой с радиальным отверстием, к которому присоединена капиллярная трубка. Удлинитель электронагревателя соединяют с силовым кабелем скважинного насоса. Спускают НКТ в скважину так, чтобы ее башмак размещался не менее чем на 2 м ниже подошвы пласта с высоковязкой нефтью, а электронагреватель находился напротив интервала перфорации пласта с высоковязкой нефтью. При этом силовой кабель на устье скважины соединяют со станциями управления скважинного насоса и электронагревателя и вводят в скважину через герметичный кабельный ввод. Капиллярную трубку вводят в скважину через герметичный боковой отвод фонтанной арматуры скважины. Запускают в работу электронагреватель и производят технологическую выдержку в течение 8 ч для прогревания призабойной зоны пласта в интервале перфорации и разогревания высоковязкой нефти на приеме скважинного насоса. По окончании времени технологической выдержки одновременно запускают в работу скважинный насос и насос-дозатор, подающий разжижитель высоковязкой нефти по капиллярной трубке через радиальное отверстие в муфте во внутреннее пространство НКТ выше скважинного насоса. Техническим результатом является повышение производительности скважины, снижение нагрузки на скважинный насос. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины, добывающей вязкую нефтяную эмульсию. Технический результат - повышение эффективности добычи вязкой нефтяной эмульсии. По способу скважину оборудуют колонной насосно-компрессорных труб со штанговым глубинным насосом. Упомянутая колонна имеет также хвостовик с фильтром, нагревательный кабель на наружной поверхности от устья до штангового глубинного насоса, капиллярный скважинный трубопровод от устья до глубины ниже штангового глубинного насоса с входом во внутреннюю полость хвостовика. При эксплуатации скважины одновременно отбирают пластовую продукцию по колонне насосно-компрессорных труб посредством штангового глубинного насоса. По нагревательному кабелю пропускают электрический ток. По капиллярному скважинному трубопроводу прокачивают смесь растворителя асфальтеносмолопарафиновых отложений «Интат» и деэмульгатора «Рекод». Соотношение деэмульгатора и растворителя принимают (1:18)-(1:22). В качестве нагревательного кабеля используют кабель с максимальной температурой нагрева до 105°C и максимальной мощностью до 60 кВт·ч. 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения нефти, обладающей аномально высокой вязкостью. Технический результат заключается в создании способа разработки высоковязкой нефти, позволяющий повысить коэффициент извлечения пластовой нефти до 65% за счет равномерного прогрева нефтяного пласта по высоте при минимальных теплопотерях на добычу нефти. При осуществлении термошахтного способа разработки высоковязкой нефти, включающего закачку пара в нефтяной пласт и отбор нефти через добывающие скважины, согласно изобретению, отработку нижнего слоя нефтяного пласта ведут несколькими горизонтальными скважинами, пробуренными из буровой галереи нефтяного пласта, закачку пара в нижний слой пласта осуществляют через подземную систему пароснабжения, при этом отработку горизонтальных скважин ведут в пароциклическом режиме, а подключение подземной системы пароснабжения последующих горизонтальных скважин осуществляют после отработки предыдущих и перевода части горизонтальных скважин в добычной режим. 3 ил.
Наверх