Термошахтный способ разработки высоковязкой нефти



Термошахтный способ разработки высоковязкой нефти
Термошахтный способ разработки высоковязкой нефти
Термошахтный способ разработки высоковязкой нефти

 


Владельцы патента RU 2552569:

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

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.

 

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, пологонаклонных добывающих, пробуренных из горной выработки нефтяного пласта и вертикальных нагнетательных, пробуренных с поверхности, скважин. Закачку теплоносителя через нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта от призабойной зоны верхнего яруса пологонаклонных скважин и созданием паровой камеры, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины (RU 97103294 А, опубл. 10.12.1998 г.).

Недостатком известного способа является слабый прогрев нижней части нефтяного пласта и высокие теплопотери в кровле нефтяного пласта.

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, невозможность применения парогравитационного дренажа, проходка добывающих скважин в пустых породах.

Известен способ разработки нефтяного пласта, заключающийся в проходке горных выработок ниже нефтяного пласта, чередованием прогрева продуктивного пласта теплоносителем, закачиваемым в пологовосстающие скважины, и отбором нефти из добывающих пологовосстающих скважин (RU 2199004 С2, Е21В 43/24, опубл. 20.02.2003).

Недостатком известного способа является прогрев прилегающей части нефтяного пласта (подошвы), цикличность закачки основного объема теплоносителя и добычи нефти, высокий уровень тепловыделения в выработку и, как следствие, высокая вероятность нарушения микроклимата в горных выработках.

Наиболее близким способом к заявленному является подземно-поверхностный способ разработки месторождения высоковязкой нефти, включающий закачку теплоносителя в нефтяной пласт через поверхностные нагнетательные скважины, распределение пара посредством парораспределительных скважин, отбор пластовой жидкости через пологовосходящие добывающие скважины. (RU 2199657 С2, опубл. 27.02.2003).

Недостатком известного способа является низкий коэффициент извлечения нефти (ниже 50%) в результате недостаточного прогрева нижней части нефтяного пласта и высоких теплопотерь.

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.

Технический результат достигается за счет того, что 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.

Подачу пара-теплоносителя осуществляют с поверхности и через подземную систему, что обеспечивает равномерное распределение тепловых полей в нижней части пласта с помощью горизонтальных скважин.

Отработку нижней части пласта ведут несколькими горизонтальными скважинами в зависимости от производительности подземной системы пароснабжения. При этом ввод в эксплуатацию системой пароснабжения последующих горизонтальных скважин осуществляют после отработки предыдущих, что позволяет переводить горизонтальные скважины в исключительно добычной режим, тем самым существенно повышая коэффициент извлечения нефти. Это можно объяснить тем, что добычу нефти осуществляют за счет вертикальной фильтрации, когда тепловые поля образуются в нижней и средней частях нефтяного плата и постепенно поднимаются вверх.

Отработка горизонтальных скважин в пароциклическом режиме, включающем закачку пара, временную выдержку и добычу, позволяет снижать пароводонефтяное соотношение, т.е. осуществлять эффективное распределение теплоносителя по ярусам нефтяного пласта, в особенности в нижней части, и к концу разработки участка нефтяного пласта снижать разность коэффициентов нефтеизвлечения ярусов пласта, повышая коэффициент извлечения нефти до 65% при минимальных теплозатратах (пароводонефтяное соотношение) на добычу.

Известно, что нижняя часть пласта, представляющая собой водонасыщенную толщу, прогревается слабо в результате того, что прогретая нефть, унося тепло, сразу стекает из скважин. В заявляемом способе минимальные теплозатраты обеспечиваются высокоэффективным прогревом верхней части пласта, а также и нижней части пласта, которая помимо теплораспределения от верхних ярусов пласта дополнительно получает тепло от шахтной системы пароснабжения за счет паровых «оторочек».

Изобретение проиллюстрировано следующим образом.

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

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

На фиг. 3 представлено распределение тепловых полей по нефтяному пласту.

Добычной комплекс для осуществления заявляемого способа строят следующим образом.

В начале над нефтяным пластом с поверхности строят вертикальные воздухоподающий и вентиляционный стволы 1. Далее выполняют сеть капитальных горных выработок 2, промежуточных выработок 3 к уклонному блоку. 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. С поверхности в буровую галерею прокладывают паропроводы 8, оборудуют устья скважин. Из буровой галереи 5 бурят по плотной сетке наклонные пологовосстающие 9 и горизонтальные добывающие скважины 10. В зависимости от толщины нефтяной пласт 11 делят по высоте на верхний и нижний ярусы. В устья горизонтальных скважин устанавливают запорную арматуру 12 и подсоединяют к паропроводу 13 (фиг. 2).

Устье горизонтальной добывающей скважины представляет собой соединение из трех элементов запорной арматуры 12 со свободным сливом нефти.

Регулирование подачи пара выполняют только у подземной системы пароснабжения, предназначенной для отработки нижней части пласта 11.

Позицией 14 обозначена вертикальная нагнетательная скважина, которая образует тепловое поле 15. Добывающая пологовосстающая скважина 9 при прорыве пара превращается в парораспределительную с тепловым полем 16. Тепловое поле 17 образуется вокруг добывающей скважины 10.

Добычу пластовой нефти заявляемым способом осуществляют следующим образом.

Пологовосстающие скважины 9 ведут добычу нефти постоянно до начала прорыва пара в горные выработки, далее добыча ведется циклически с управлением запорной арматуры 12 оператором добычи. Горизонтальные скважины 10 работают в циклическом режиме методом пароциклической отработки от шахтной системы пароснабжения. Первоначально ведется закачка пара, далее происходит выдержка на снижение температуры в скважине и истечение флюидов. Время на закачку и выжидание с каждым последующим циклом увеличивается, так как площадь теплового поля скважины увеличивается.

Горизонтальные скважины 10 переводят в добычной режим, исходя из расчетного времени либо ориентируясь по датчику давления, установленному на устье скважины. Подземную систему пароснабжения подключают в процессе строительства уклонного блока с помощью запорной арматуры 12 к тем горизонтальным скважинам 10, которые направлены на разработку нижних ярусов вблизи водоносной толщи подошвы нефтяного пласта.

Добыча нефти происходит в процессе вертикальной фильтрации, а тепловые поля, создаваемые паром, образуются в нижней и срединной части пласта 11, постепенно поднимаясь вверх. В нефтяном пласту 11 создаются следующие тепловые поля на стадии проектной добычи (середина цикла отработки участка нефтяного пласта) и расположены следующим образом (фиг. 3): от вертикальной нагнетательной скважины 14 образуется тепловое поле 15, добывающая пологовосстающая скважина 9 при прорыве пара от вертикальной скважины становится парораспределительной с тепловым полем 16. Горизонтальная добывающая скважина 10 образует вокруг себя тепловое поле 17.

Коэффициент извлечения нефти приблизительно составляет 65%, при этом теплозатраты зависят от горно-геологических условий и параметров нагнетательной системы.

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 65%.

Термошахтный способ разработки высоковязкой нефти, включающий закачку пара в нефтяной пласт и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что 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.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины, добывающей вязкую нефтяную эмульсию. Технический результат - повышение эффективности добычи вязкой нефтяной эмульсии.

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.

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.

(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.

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.

Группа изобретений относится к топливно-энергетическому комплексу и может быть использована для добычи нефти и газа при разработке сланцевых нефтегазоносных залежей.

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.

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.

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.

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.

Группа изобретений относится к области интенсификации углеводородов из подземного пласта. Технический результат - повышение эффективности способа. По способу осуществляют установку первого устройства в первую горизонтальную скважину. Нагнетают первую текучую среду в первую горизонтальную скважину через первое устройство. Осуществляют добычу углеводородов из второй горизонтальной скважины, расположенной под первой скважиной. Нагнетают вторую текучую среду в третью скважину, смещенную вбок от каждой из скважин, первой и второй, для вытеснения текучих сред в коллекторе ко второй скважине. При этом продолжают добычу углеводородов из второй скважины. Устанавливают гидравлическую связь между первой, второй и третьей скважинами. Увеличивают давление в первой скважине с использованием второй текучей среды, нагнетаемой в третью скважину. Закрывают первую скважину, когда давление в ней увеличивается второй текучей средой до давления, достаточного для вытеснения углеводородов из второй скважины при их добыче. 4 н. и 25 з.п. ф-лы, 10 ил.

Группа изобретений относится к подводной добыче газовых гидратов и их доставке потребителю. Технический результат - повышение эффективности добычи и транспортировки газовых гидратов за счет снижения энергетических, капитальных и текущих затрат. Способ включает получение газовых гидратов, их перемещение потребителю, разложение газовых гидратов с получением газа. Процесс получения газовых гидратов осуществляют при термодинамических параметрах, соответствующих образованию газовых гидратов. Перевозку газовых гидратов осуществляют в герметичных, теплоизолированных грузовых помещениях транспортного средства при термодинамических параметрах, исключающих разложение газовых гидратов. Разложение газовых гидратов с отбором газа, по завершении его перевозки, осуществляют снижением давления в грузовом помещении транспортного средства до атмосферного. Процесс получения газовых гидратов и их хранение в процессе перевозки осуществляют при температуре -0,2°C и давлении 1 МПа. При этом, газовые гидраты отбирают в гидратном состоянии в виде брикетов посредством n-контейнеров, поочередно спускаемых на подводный пласт газовых гидратов с подводного транспортного средства. Подводный пласт газовых гидратов разогревают посредством нагревательных элементов, размещенных в ребрах n-контейнеров. Заглубляют поочередно каждый из n-контейнеров в подводный пласт газовых гидратов на глубину, превышающую в два раза высоту контейнера. После заполнения самонавалом каждого из n-контейнеров газовыми гидратами выполняют их подъем в грузовое помещение транспортного средства. Транспортное средство выполнено в виде подводной лодки. При разогреве подводного пласта газовых гидратов разогревают участок - только участок пласта газовых гидратов под контейнером. Газовые гидраты, которыми заполняют контейнеры, представляют собой брикеты природного метастабильного минерала в их гидратном - твердом состоянии. 2 н.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к получению приповерхностных скоплений твердых газовых гидратов донных отложений. Технический результат - снижение материальных и эксплуатационных затрат, а также снижение экологической нагрузки на территорию добычи газовых гидратов. По способу осуществляют постепенное растворение верхнего слоя скоплений газовых гидратов путем нагрева скоплений газовых гидратов в донных отложениях водоема до температуры 50-60oС. Это осуществляют посредством нагревательного элемента, выполненного в виде режущей кромки, размещенной по диаметру грузового контейнера, спускаемого с плавательного средства. Плавательное средство выполнено в виде самоходного подводного аппарата с выдвижным гусеничным трактом в виде контейнера с режущей кромкой в нижней части, соединенной с нагревательными элементами внутри контейнера. Обеспечивают устойчивость самоходного подводного аппарата относительно дна водоема. Выполняют вращение контейнера и подачу электрического тока на нагревательные элементы. Разогревают газогидратный пласт до 50-60oС. Выполняют спуск контейнера с вращением в газогидратный пласт с обеспечением точечной добычи гидратов из упомянутого пласта в их твердом виде. 2 н.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности теплового воздействия на залежь при малых постоянных и переменных толщинах нефтяного пласта. Способ разработки залежи высоковязкой нефти горизонтальными скважинами включает бурение пары горизонтальных скважин нагнетательной и добывающей по толщине нефтяного пласта, при этом добывающую скважину располагают ниже уровня нагнетательной скважины и осуществляют закачку пара в нагнетательную скважину и отбор нефти из добывающей скважины, устанавливают наличие подошвенных вод и при их наличии определяют минимальную высоту траектории добывающей скважины над водонефтяным контактом, определяют оптимальное расстояние между добывающей и нагнетательной скважинами, минимальное расстояние от нагнетательной скважины до кровли пласта, а также оптимальную толщину нефтяного пласта, обеспечивающую параллельное расположение нагнетательной и добывающей скважин в одной вертикальной плоскости, и при уменьшении толщины нефтяного пласта меньше оптимальной изменяют траекторию бурения нагнетательной скважины в пространстве нефтяного пласта относительно добывающей путем уменьшения расстояния между скважинами по вертикали и отклоняют нагнетательную скважину от добывающей по горизонтали с учетом анизотропии пласта при сохранении градиента проницаемости между нагнетательной и добывающей скважинами. 2 табл., 1 пр., 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - возможность постоянного контроля за изменением вязкости добываемой продукции, возможность регулирования процесса закачки, равномерный прогрев пласта, увеличение уровня добычи высоковязкой нефти и битума с одновременным снижением материальных затрат и энергозатрат. В способе разработки залежи высоковязкой нефти или битума, включающем строительство верхней нагнетательной скважины и нижней добывающей скважины с горизонтальными участками, расположенными друг над другом, которые оборудуют фильтрами, причем в нагнетательную скважину спускают колонны труб по типу «труба в трубе» с изолированными друг от друга внутренними пространствами с помощью пакеров, а выходные отверстия колонн труб размещены в фильтре и разнесены по длине горизонтального участка, разбивая его на зоны прогрева, закачку теплоносителя через горизонтальную нагнетательную скважину с прогревом пласта, созданием паровой камеры и отбором продукции через горизонтальную добывающую скважину, при котором 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 прогрева подачей необходимого количества теплоносителя в соответствующую колонну труб для исключения прорыва теплоносителя в добывающую скважину через более прогретую зону, при строительстве нагнетательной скважины с горизонтальным участком для более равномерного прогрева пласта фильтры и колонны труб выполняют с увеличением суммарной площади сечения отверстий от начала горизонтального участка в пласте к забою. При эксплуатации после увеличения вязкости отбираемой продукции в 3-5 раз прекращают закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и закачивают газообразный углеводородный растворитель через соответствующую колонну труб в зону прогрева с наименьшей температурой до снижения температуры отбираемой продукции на 10-25%. После чего циклы закачки пара в соответствующие зоны прогрева и газообразного углеводородного растворителя с отбором продукции повторяют. 1 ил.

Группа изобретений относится к области нефтедобывающей промышленности и может быть использована для повышения нефтеотдачи пласта при разработке обводненных залежей с вязкой нефтью и битума на поздней стадии разработки. Способ включает вскрытие пласта с возможностью перевода добывающей скважины в нагнетательную, обработку пласта, выдержку скважины без какого-либо воздействия, отбор нефти из пласта. Причем в нагнетательную скважину спускают систему СВЧ электромагнитных генераторов с частотой излучения 2,5 ГГц, соединенную со щелевой антенной посредством фидера. Длину щелевой антенны выбирают равной толщине водоносной области пласта. В режиме нагнетания осуществляют закачку воды в пласт с одновременным воздействием на пласт СВЧ электромагнитным полем, мощность излучения определяется временем нагрева закачиваемой воды в забое скважины до необходимой температуры. При заполнении 5-10% объема порового пространства пласта осуществляют выдержку скважины, переводят скважину в добывающую и проводят отбор жидкости из добывающей скважины. Техническим результатом является повышение эффективности и рентабельности разработки обводненных залежей высоковязкой нефти, интенсификация нефтедобычи в обводненных залежах высоковязкой нефти за счет повышения охвата воздействием на пласт нагревом в призабойной зоне пласта добывающих скважин. 2 н.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к области добычи нефти и газового конденсата путем вытеснения юс из поровых каналов залежи парогазовой смесью с высокими параметрами температуры в интервале 300-600°C и давлением до 60-80 МПа. Парогазовый генератор для добычи нефти и газового конденсата содержит закрытую кабину с установленным в ней парогазовым генератором, размещенным на задвижке, последовательно соединенной с переходником, трубной головкой, переходником и колонной головкой нагнетательной скважины залежи. Кроме того генератор содержит газовую турбину с эжектором и регенератором, поршневой компрессор, электрощит и электрогенератор, соединенный с газовой турбиной. При этом закрытая кабина с дверцей и монтажными петлями содержит радиатор и вентилятор с электродвигателем для охлаждения охлаждающей жидкости камеры сгорания парогазового генератора, опоры с выдвижными штоками для установки на бетонное основание, баки для воды и топлива, расположенные на стенках кабины, задвижку, соединенную с одной стороны с поршневым компрессором, а с другой с воздуховодом регенератора, газовую турбину, размещенную на крыше кабины. Парогазовый генератор содержит камеру сгорания, снабженную рубашкой для циркуляции в межстеночном пространстве охлаждающей жидкости, с размещенной на ней крышкой с впускным клапаном для впуска нагретого в регенераторе до температуры 600-700°C сжатого воздуха, выпускным клапаном для выпуска отработанных газов в эжектор и газовую турбину с выпускным патрубком, соединенным с входным патрубком регенератора, или выпускной клапан с патрубком. При этом клапанный механизм включает цилиндр с поршнем-клапаном и пружиной, имеющим канал для впуска под поршень-клапан сжатого воздуха из ресивера, снабженного обратным клапаном, соединенным с поршневым компрессором. Цилиндр содержит окна для выпуска продуктов сгорания в кольцевой цилиндрический канал с установленными в нем форсунками для впрыскивания воды и образования парогазовой смеси. Комбинированная форсунка содержит корпус с патрубками для подачи электропроводной жидкости, соединенные с цилиндрическими каналами, расположенными внутри корпуса в слое электроизоляционного материала, параллельно размещению топливной форсунки, с одной стороны которых установлены электроды, подключенные к генератору импульсов, а с другой выполнены сопла, направленные под углом друг к другу и сообщающиеся с взрывной камерой форсунки, имеющей сопло. При этом регенератор для нагрева сжатого воздуха выполнен с пусковой топливной форсункой, вентилятором и электродвигателем. Техническим результатом является увеличение нефтеотдачи пластов залежи. 6 ил.

Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано для добычи природных битумов, сверхтяжелых, тяжелых, высоковязких и вязких нефтей. Устройство для осуществления теплового воздействия на пласты, содержащие углеводороды (УВ) и твердые органические вещества (ТОВ), характеризуется тем, что оно представляет из себя забойную каталитическую сборку (ЗКС). ЗКС включает забойный каталитический реактор, теплообменник, блок предварительного разогрева катализатора в забойном каталитическом реакторе, проточный пакер с эластичными элементами, продуктопровод подачи в забойный каталитический реактор метановоздушной топливной смеси, продуктопровод доставки в проточный пакер и на забой скважины воды, а также продуктопровод доставки топочных газов из забоя скважины на ее дневную поверхность. При этом забойный каталитический реактор, теплообменник и блок предварительного разогрева катализатора в забойном каталитическом реакторе образуют забойный непрямой каталитический парогенератор (ЗНКПГ). Техническим результатом является повышение коэффициента извлечения УВ, комплексное освоение ресурсного потенциала нефтеносных сланцевых плеев, а также повышение эффективности освоения тяжелых и трудноизвлекаемых запасов УВ, залегаемых на значительных глубинах. 19 з.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл.

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и предназначено для теплового воздействия на призабойную зону, снижения вязкости скважинной жидкости перед приемом погружного насоса и для предупреждения образования асфальтено-парафино-гидратных отложений. Способ прогрева призабойной зоны скважины характеризуется тем, что в призабойную зону скважины в интервал перфорации на хвостовике из НКТ ниже скважинного погружного оборудования в зависимости от необходимой длины и мощности нагрева опускают один или несколько соединенных между собой скважинных электрических резистивных нагревателей. Производят управляемый прогрев околоскважинного пространства призабойной зоны и поступающей в скважину пластовой жидкости. Устройство для осуществления способа составлено из взаимосвязанных между собой скважинного нагревателя в виде регулируемых с поверхности нагревательных элементов и воздушной компрессионной камеры или узла гидрозащиты, с возможностью компенсации компрессионного воздействия нагретого теплоносителя. В устройство включены также внутренний датчик температуры и регулятор мощности, подаваемой на скважинный нагреватель, выполненный в виде тиристорного выпрямительного блока, управляемого соединенным с ним программируемым контроллером станции управления нагревом с основным показателем в виде температурных характеристик работы устройства. Техническим результатом является повышение эффективности теплового воздействия на околоскважинное пространство в районе установки скважинного нагревателя, увеличения притока жидкости из пласта и снижения вязкости скважинной жидкости перед приемным фильтром скважинного насоса. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение эффективности разработки залежи за счет регулирования процесса извлечения нефти по разрезу залежи с учетом изменения параметров пластов и нефти в залежи. Способ разработки массивной залежи высоковязкой нефти включает выделение в разрезе залежи отдельных эксплуатационных объектов с одинаковой нефтенасыщенной толщиной, разбуривание залежи по любой из известных схем расположения нагнетательных и добывающих скважин с максимально возможной плотностью сетки. При этом вскрывают продуктивные пласты нижнего эксплуатационного объекта во всех пробуренных скважинах, осуществляют отбор нефти из нижнего эксплуатационного объекта на естественном режиме изо всех скважин и осуществляют мониторинг пластового давления во всех эксплуатационных объектах. При приближении пластового давления в верхнем эксплуатационном объекте к давлению насыщения в сетке скважин выделяют нагнетательные скважины и добывающие скважины, образующие первую и вторую орбиты относительно нагнетательных скважин, затем в нагнетательных скважинах и добывающих скважинах второй орбиты изолируют нижний объект и вскрывают продуктивные пласты верхнего эксплуатационного объекта. Осуществляют закачку в нагнетательные скважины рабочего агента в виде пара в верхний объект и осуществляют отбор нефти из нижнего объекта добывающих скважин первой орбиты и из верхнего объекта добывающих скважин второй орбиты. Осуществляют мониторинг температуры отбираемой нефти. При приближении температуры отбираемой нефти в добывающей скважине к максимально допустимой температуре для работы глубиннонасосного оборудования в скважине изолируют работающий интервал и вскрывают продуктивные пласты, ранее не охваченные разработкой, и далее при повышении текущего паронефтяного отношения выше рентабельного уровня прекращают закачку пара в нагнетательные скважины и производят в них закачку рабочего агента в виде холодной воды до достижения предельной обводненности добываемой нефти. 2 табл., 9 ил.
Наверх