Способ разработки массивной залежи высоковязкой нефти



Способ разработки массивной залежи высоковязкой нефти
Способ разработки массивной залежи высоковязкой нефти
Способ разработки массивной залежи высоковязкой нефти
Способ разработки массивной залежи высоковязкой нефти
Способ разработки массивной залежи высоковязкой нефти
Способ разработки массивной залежи высоковязкой нефти
Способ разработки массивной залежи высоковязкой нефти
Способ разработки массивной залежи высоковязкой нефти
Способ разработки массивной залежи высоковязкой нефти
Способ разработки массивной залежи высоковязкой нефти
Способ разработки массивной залежи высоковязкой нефти

 


Владельцы патента RU 2559983:

Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (RU)

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.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти массивного типа.

Известен способ разработки массивной залежи высоковязкой нефти, включающий выделение в залежи по разрезу отдельных эксплуатационных объектов, бурение скважин, закачку пара в чередовании с воздухом в вышерасположенные горизонтальные нагнетательные скважины, отбор нефти через нижерасположенные горизонтальные добывающие скважины в каждом объекте, при этом выработку нефти из объектов осуществляют сверху вниз и уменьшают температуру закачиваемого теплоносителя от объекта к объекту на 30-60°C, причем в нижнем объекте поддерживают температуру теплоносителя не ниже 100°C. Разработку каждого нижерасположенного объекта осуществляют после выработки зоны залежи в вышерасположенном объекте (см. патент РФ №2334096 от 24.09.2007, МПК: Е21В 4/24).

Однако использование данного способа при разработке массивной залежи с гидродинамической связью между эксплуатационными объектами за счет разработки залежи сверху вниз приводит к опережающему продвижению подошвенной воды, увеличению обводненности нефти, а также к частичному захоронению нефти в целиках коллектора нижнего объекта за счет прорыва подошвенной воды и, как результат, к снижению эффективности разработки залежи.

Также известен способ разработки массивной залежи высоковязкой нефти, принятый авторами за прототип, включающий выделение в залежи по разрезу отдельных эксплуатационных объектов, бурение скважин до подошвы нижнего эксплуатационного объекта по одной из систем, закачку в скважины теплоносителя и отбор нефти. Согласно способу в каждой вертикальной скважине, как правило, в нижней части каждого эксплуатационного объекта бурят боковые горизонтальные стволы, изменяя их азимутальное направление относительно друг друга. Учитывая наличие гидродинамической связи между эксплуатационными объектами, отработку боковых стволов осуществляют последовательно снизу вверх. При отработке одного бокового ствола в вертикальный ствол скважины спускают до бокового ствола специальную термоизолированную колонну, а в боковой ствол вводят обычные насосно-компрессорные трубы (НКТ). Затем в боковой ствол закачивают пар и оставляют скважину на пропитку. Далее извлекают термоизолированную колонну, а в скважину спускают штанговый глубинный насос и вводят ее в эксплуатацию до достижения минимально рентабельного уровня дебита по нефти. Циклы закачки пара и отбора нефти повторяют до предельно допустимого обводнения добываемой продукции, при этом последовательно осуществляют отработку всех боковых стволов и переходят к площадной закачке вытесняющего агента, например воды, пара, в нагнетательные скважины и осуществляют отбор нефти через добывающие скважины (см. патент РФ №2213857 от 24.09.2007, МПК: Е21В 4/24).

Однако, учитывая, что массивная залежь является гидродинамически связанной системой, при отборе нефти из нижнего объекта происходит снижение давления во всех объектах по разрезу залежи и при снижении давления ниже давления насыщения выделяющийся из нефти газ запирает нефть в тупиковые зоны. Вместе с тем из-за потери растворенного в нефти газа происходит многократное увеличение вязкости нефти, что приводит к снижению потенциально возможного коэффициента нефтеизвлечения за период разработки залежи, и, как результат, к снижению эффективности разработки залежи.

Задачей настоящего изобретения является повышение эффективности разработки залежи за счет регулирования процесса извлечения нефти по разрезу залежи с учетом изменения параметров пластов и нефти в залежи.

Поставленная задача достигается тем, что в заявляемом способе разработки массивной залежи высоковязкой нефти осуществляют выделение в разрезе залежи отдельных эксплуатационных объектов с одинаковой нефтенасыщенной толщиной, разбуривание залежи по любой из известных схем расположения нагнетательных и добывающих скважин, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин.

Существенными отличительными признаками заявленного способа являются:

- разбуривание залежи осуществляют с максимально возможной плотностью сетки;

- вскрывают продуктивные пласты нижнего эксплуатационного объекта во всех пробуренных скважинах;

- осуществляют отбор нефти из нижнего эксплуатационного объекта на естественном режиме изо всех скважин;

- 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;

- в нагнетательных скважинах и добывающих скважинах второй орбиты изолируют нижний объект, вскрывают продуктивные пласты верхнего эксплуатационного объекта;

- осуществляют закачку в нагнетательные скважины рабочего агента в виде пара в верхний объект;

- осуществляют отбор нефти из нижнего объекта добывающих скважин первой орбиты и из верхнего объекта добывающих скважин второй орбиты;

- 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 осуществляют из них отбор нефти;

- 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.

Указанная совокупность существенных признаков обеспечивает повышение эффективности разработки залежи за счет регулирования процесса извлечения нефти по разрезу залежи с учетом изменения параметров пласта и флюидов в залежи в процессе разработки. Так на первом этапе разработки осуществляют отбор нефти из нижнего эксплуатационного объекта из всех пробуренных скважин на естественном режиме, при этом, максимально используя естественную энергию пласта, осуществляют мониторинг пластового давления во всех эксплуатационных объектах и осуществляют отбор нефти до приближения пластового давления в верхнем объекте к давлению насыщения, предотвращая выделение из нефти растворенного газа и увеличения вязкости нефти. Таким образом, поддерживается «эффект вспененной нефти» при движении ее к зоне отбора вместе с растворенным в ней газом в «окклюдированном состоянии», предотвращая хаотическое движение нефти и выделяющегося из нее растворенного газа в свободной фазе, когда газ начнет «обгонять» нефть, не участвуя в ее вытеснении. При приближении пластового давления в верхнем эксплуатационном объекте к давлению насыщения нефти газом изменяют режим разработки залежи, при этом в сетке скважин выделяют нагнетательные скважины и добывающие скважины первой и второй орбиты относительно нагнетательных скважин, в нагнетательных скважинах и добывающих скважинах второй орбиты изолируют нижний объект и вскрывают продуктивные пласты верхнего эксплуатационного объекта, а затем 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. При закачке пара в верхнюю зону залежи образующаяся паровая камера распространяется по площади пласта от нагнетательной скважины к вскрытым продуктивным пластам добывающих скважин первой и второй орбит, разогревая высоковязкую нефть. За счет непрерывно закачиваемого пара паровая камера постоянно расширяется. Вместе с тем, образующийся в результате охлаждения пара конденсат под действием сил гравитации проникает в нижерасположенные зоны и одновременно с паром обеспечивает вытеснение нефти из этих зон сверху вниз. Также каждая зона передает свое тепло соседней зоне за счет теплопередачи. Следует также отметить, что, как правило, нижние зоны характеризуются ухудшенной продуктивностью по сравнению с верхними, поэтому в нижней зоне латеральная фильтрация оказывается более медленной, чем в верхних, а влияние сил гравитации, наоборот, больше. Вместе с тем, осуществление контроля температуры добываемой продукции позволяет своевременно изменять по отдельным скважинам область отбора добываемой продукции и изменять движение теплового фронта, увеличивая охват залежи тепловым воздействием. Таким образом, предлагаемый способ, обеспечивая регулирование процесса извлечения нефти по разрезу залежи с учетом изменения параметров пластов и флюидов в залежи, способствует повышению эффективности разработки массивной залежи высоковязкой нефти.

Заявленная совокупность существенных признаков не известна нам из уровня техники, поэтому заявленное изобретение является новым. Заявленные отличительные признаки изобретения являются не очевидными для среднего специалиста в данной области. В связи с этим, мы считаем, что заявленное изобретение имеет изобретательный уровень. Изобретение промышленно применимо, так как имеющееся оборудование и технология, разработанная нами, позволяют реализовать способ в полном объеме.

На фиг. 1 показана площадная схема разбуривания залежи; на фиг. 2 - рядная схема разбуривания залежи; на фиг. 3 - вариант вскрытия продуктивных пластов в нагнетательной и добывающих скважинах на первом этапе разработки при выделении в залежи двух эксплуатационных объектов; на фиг. 4 - вариант вскрытия продуктивных пластов в нагнетательной и добывающих скважинах на втором этапе разработки при закачке рабочего агента в виде пара при выделении в залежи двух эксплуатационных объектов; на фиг. 5 представлена зависимость вязкости нефти от давления при переходе в режим растворенного газа после снижения пластового давления ниже давления насыщения для пластовых условий пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения; на фиг. 6 представлена выгрузка из модели, построенной по площадной схеме разбуривания залежи, приведенной на фиг. 1, показывающей распространение температурного фронта при различных вариантах вскрытия продуктивных пластов добывающих скважин по вариантам 1-3 и 5-10; на фиг. 7 - выгрузка из модели, построенной по площадной схеме разбуривания залежи, приведенной на фиг. 1, в виде линий тока, характеризующих движение фильтрационных потоков, показывающих связь между нагнетательной и добывающими скважинами по вариантам 1-3 и 5-10; на фиг. 8 - выгрузка из модели, построенной по площадной схеме разбуривания залежи, приведенной на фиг. 1, показывающей распространение температурного фронта по варианту 4; на фиг. 9 - выгрузка из модели, построенной по площадной схеме разбуривания залежи, приведенной на фиг. 1, в виде линий тока, характеризующих движение фильтрационных потоков, показывающих связь между нагнетательной и добывающими скважинами по варианту 4.

Способ реализуют следующим образом.

Выделяют в разрезе залежи эксплуатационные объекты с учетом одинаковой суммарной эффективной нефтенасыщенной толщины объединяемых продуктивных пластов. Разбуривание залежи осуществляют с максимально возможной плотностью сетки по любой из известных схем расположения нагнетательных и добывающих скважин, например по площадной схеме (см. фиг. 1) или по рядной схеме (см. фиг. 2). Во всех пробуренных скважинах вскрывают продуктивные пласты нижнего эксплуатационного объекта. В скважины спускают глубиннонасосное оборудование и осуществляют первую стадию разработки - отбор нефти из нижнего эксплуатационного объекта на естественном режиме изо всех скважин. Осуществляют мониторинг пластового давления во всех эксплуатационных объектах с помощью контрольных скважин (на схеме не показаны). Предварительно в лабораторных условиях устанавливают зависимость вязкости нефти от давления при переходе в режим растворенного газа после снижения пластового давления ниже давления насыщения. Так, лабораторным путем установлено, что давление насыщения нефти газом для пластовых условий пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения составляет 7350 кПа (см. фиг. 5). При приближении пластового давления в верхнем эксплуатационном объекте к давлению насыщения переходят ко второй стадии разработки. В сетке скважин выделяют нагнетательные 1 скважины и добывающие скважины 2, образующие первую орбиту относительно нагнетательных скважин и добывающие скважины 3, образующие вторую орбиту относительно нагнетательных скважин (см. фиг. 1). В нагнетательных скважинах 1 и добывающих скважинах 3 второй орбиты изолируют нижний объект, например с помощью пакера, вскрывают продуктивные пласты верхнего эксплуатационного объекта и осуществляют закачку в нагнетательные 1 скважины рабочего агента в виде пара в верхний объект. Отбор нефти осуществляют из нижнего объекта добывающих скважин 2 первой орбиты и из верхнего объекта добывающих скважин 3 второй орбиты с помощью глубиннонасосного оборудования, спущенного в добывающие скважины. Осуществляют мониторинг температуры отбираемой нефти. При приближении температуры отбираемой нефти в какой-либо добывающей скважине к максимально допустимой температуре для работы глубиннонасосного оборудования переходят к третьей стадии разработки, то есть изолируют работающий интервал, например, с помощью пакера, вскрывают, например, перфорацией продуктивные пласты, ранее не охваченные разработкой и осуществляют из них отбор нефти.

Возможны варианты осуществления способа, когда в разрезе залежи в зависимости от ее толщины выделяют два или три эксплуатационных объекта. При выделении двух эксплуатационных объектов на третьей стадии разработки при приближении температуры отбираемой нефти в какой-либо добывающей скважине первой орбиты к максимально допустимой температуре для работы глубиннонасосного оборудования в скважине изолируют работающий интервал нижнего объекта, например, с помощью пакера и вскрывают продуктивные пласты верхнего объекта добывающих скважин первой орбиты. При приближении температуры отбираемой нефти в какой-либо добывающей скважине второй орбиты верхнего объекта к максимально допустимой температуре для работы глубиннонасосного оборудования вновь переходят к отбору нефти из нижнего объекта второй орбиты, то есть производят демонтаж пакера, обеспечивающиего изоляцию нижнего объекта второй орбиты, и спускают в нижний объект глубиннонасосное оборудование, так как за счет сил гравитации образующийся конденсат осуществляет вытеснение нефти сверху вниз. При повторных повышениях температуры отбираемой нефти в какой-либо добывающей скважине первой и второй орбит скважину переводят в режим циклического отбора нефти. При повышении текущего паронефтяного отношения выше рентабельного уровня переходят к четвертой стадии разработки - прекращают закачку пара в нагнетательные скважины и производят в них закачку рабочего агента в виде холодной воды до достижения предельной обводненности добываемой нефти - 98%.

При увеличении толщины залежи до 150 м выделяют в разрезе залежи три эксплуатационных объекта с одинаковой нефтенасыщенной толщиной (на схемах не показано). В этом случае на третьей стадии разработки при приближении температуры отбираемой нефти в какой-либо добывающей скважине первой орбиты к максимально допустимой температуре для работы глубиннонасосного оборудования, так же как и при выделении двух объектов, в добывающей скважине первой орбиты изолируют работающий интервал нижнего объекта, например, с помощью пакера и вскрывают продуктивные пласты верхнего объекта добывающих скважин первой орбиты. При дальнейшем повышении температуры отбираемой нефти к максимально допустимой температуре для работы глубиннонасосного оборудования в добывающих скважинах первой и второй орбит вскрывают, например, перфорацией ранее не охваченные разработкой продуктивные пласты среднего объекта. Возможен вариант повторного ввода в эксплуатацию нижнего объекта в добывающих скважинах первой и второй орбит. При повторных повышениях температуры отбираемой нефти в какой-либо добывающей скважине первой и второй орбит скважину переводят в режим циклического отбора нефти. При повышении текущего паронефтяного отношения выше рентабельного уровня переходят к четвертой стадии разработки - прекращают закачку пара в нагнетательные скважины и производят в них закачку рабочего агента в виде холодной воды до достижения предельной обводненности добываемой нефти - 98%.

Возможен вариант, когда в каждом эксплуатационном объекте (независимо от их количества) в каждой вертикальной скважине бурят боковые стволы или радиальные отводы, при этом при вводе в эксплуатацию каждого эксплуатационного объекта закачку рабочего агента и (или) отбор нефти осуществляют одновременно через все боковые стволы или радиальные отводы.

Предлагаемый способ может быть реализован на пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения с нефтенасыщенной толщиной 100-150 м. Залежь расположена на глубине 1500 м с вязкостью нефти около 710 мПа·с. В разрезе залежи может быть выделено от 2 до 3 эксплуатационных объектов с толщиной каждого объекта по 50 м. При реализации способа бурят до подошвы нижнего объекта вертикальные нагнетательные и добывающие скважины глубиной 1500 м, располагая их, например, по пятиточечной системе, по сетке 250×250 м. Рентабельный уровень паронефтяного отношения для пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения составляет 7-8 т/т.

Возможность осуществления предлагаемого способа и преимущества его перед другими способами доказана созданной геолого-технологической моделью. Термогидродинамические расчеты для прогнозирования технологических показателей по вариантам проводились с использованием прикладного симулятора.

При актуализации созданной геолого-технологической модели было принято, что нефть тяжелая, высоковязкая. В связи с применением термических методов увеличения нефтеотдачи моделирование соответствующего периода добычи выполнялось с применением термической опции симулятора.

Актуализированная модель представлена сектором четырех 5-точечных элементов разработки с размерами по оси x и y 1900×1650 м с общей толщиной продуктивного пласта 160 м с нагнетательной вертикальной скважиной по центру каждого элемента и вертикальными добывающими скважинами вокруг, общее количество активных ячеек модели составило 114838 единиц, граничные условия задавались с учетом фактического снижения давления залежи на уровне начального положения ВНК (-1310 м).

Первоначально с помощью актуализированной модели было установлено, что распространение рабочего агента в виде пара по разрезу залежи происходит наиболее оптимально при закачке его в верхний объект нагнетательной скважин независимо от количества выделенных объектов. Дальнейшие исследования проводились на период 30 лет разработки при приближении пластового давления в верхнем эксплуатационном объекте к давлению насыщения, то есть со второй стадии разработки. При проведении исследований рассматривались различные варианты последовательности вскрытия продуктивных интервалов в добывающих скважинах первой и второй орбит. Во всех вариантах рассматривался один срок разработки залежи - 30 лет и одинаковая накопленная закачка пара- 4371 тыс.т. Основные результаты исследований приведены в таблице 2.

Как видно из приведенной таблицы, при одинаковых сценарных условиях в вариантах 1-3 и 5-10 сравнимы накопленная добыча нефти, паронефтяное отношение и коэффициент нефтеотдачи. Результаты исследований также подтверждаются представленными выгрузками из гидродинамической модели на фиг. 6 и 7. Как видно на фиг 6, соответствующей вариантам исследования 1-3 и 5-10, распространение температурного фронта при закачке в нагнетательную скважину пара и отборе нефти из различных объектов добывающих скважин первой и второй орбит наблюдается в основном по стволу нагнетательных скважин. Одновременно на фиг. 7, также соответствующей вариантам исследования 1-3 и 5-10, видно, что движение фильтрационных потоков по пласту наблюдается в основном в верхнем объекте.

Наилучшие результаты получены по варианту 4, соответствующему заявляемому способу, а именно получена наибольшая накопленная добыча нефти - 1318 тыс. т., максимальный коэффициент нефтеотдачи - 8,5% и минимальное паронефтяное отношение - 3,3 т/т. Результаты исследований по заявляемому способу также подтверждаются представленными выгрузками из гидродинамической модели на фиг. 8 и 9. Как видно на фиг. 8, температурный фронт при закачке в нагнетательную скважину пара и отборе нефти из нижнего объекта первой орбиты и верхнего объекта второй орбиты распространяется существенно дальше относительно ствола нагнетательной скважины. Одновременно на фиг. 9, также соответствующей варианту исследования 4, видно, что движение фильтрационных потоков наблюдается по всему разрезу залежи.

Таким образом, исследования подтвердили эффективность заявляемого способа и возможность достижения поставленной задачи - повышение эффективности разработки залежи за счет регулирования процесса извлечения нефти по разрезу залежи с учетом изменения параметров пластов и нефти в залежи, а именно изменения пластового давления, температуры нефти, а также паронефтяного отношения.

Способ разработки массивной залежи высоковязкой нефти, включающий выделение в разрезе залежи отдельных эксплуатационных объектов с одинаковой нефтенасыщенной толщиной, разбуривание залежи по любой из известных схем расположения нагнетательных и добывающих скважин, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин, отличающийся тем, что разбуривание залежи осуществляют с максимально возможной плотностью сетки, вскрывают продуктивные пласты нижнего эксплуатационного объекта во всех пробуренных скважинах, осуществляют отбор нефти из нижнего эксплуатационного объекта на естественном режиме изо всех скважин, осуществляют мониторинг пластового давления во всех эксплуатационных объектах и 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, при этом 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 и 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.



 

Похожие патенты:

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.

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).

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.

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.

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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности теплового воздействия на залежь при малых постоянных и переменных толщинах нефтяного пласта.

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.

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.

Группа изобретений относится к области интенсификации углеводородов из подземного пласта. Технический результат - повышение эффективности способа.

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.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для добычи высоковязкой нефти и битума с помощью теплового воздействия на пласт. Способ включает бурение кустовым способом верхней, средней и нижней скважин с вертикальными участками и горизонтальными стволами, расположенными параллельно друг другу, установку в скважины электродов и погружного электроцентробежного насоса, прогревание пласта электрическим током посредством установленных в скважине электродов, отбор разогретых высоковязкой нефти и битума погружным электроцентробежным насосом. Горизонтальные стволы скважин бурят в направлении максимального напряжения σmax горных пород, слагающих пласт. По всей длине горизонтального ствола верхней скважины выполняют гидравлический разрыв пласта с образованием продольных трещин с последующим их креплением расклинивающим агентом из токопроводящего материала. Бурят вертикальные скважины с пересечением в начальном и в конечном участках горизонтального ствола верхней скважины в интервале проведения гидравлического разрыва пласта. В вертикальные скважины в интервал пересечения с горизонтальным стволом верхней скважины спускают электроды, в качестве которых применяют колонны насосных штанг. На устье скважин электроды обвязывают с электрической подстанцией, затем в вертикальный участок средней скважины спускают на колонне труб погружной центробежный насос. Осуществляют прогревание пласта через горизонтальный ствол верхней скважины, а добычу разогретых высоковязкой нефти и битума осуществляют из горизонтального ствола средней скважины по колонне труб погружным электроцентробежным насосом. По окончании выработки высоковязкой нефти и битума из пласта на участке между горизонтальными стволами верхней и средней скважин отсоединяют электроды от электрической подстанции и извлекают электроды из вертикальных скважин, а из вертикального участка ствола средней скважины извлекают колонну труб с погружным электроцентробежным насосом. Затем в горизонтальном участке средней скважины выполняют гидравлический разрыв пласта с образованием продольных трещин с последующим их креплением расклинивающим агентом из токопроводящего материала. Добуривают вертикальные скважины с пересечением в начальном и в конечном участках горизонтального ствола средней скважины в интервале проведения гидравлического разрыва пласта, в вертикальные скважины в интервал их пересечения с горизонтальным стволом средней скважины спускают электроды и на устьях скважин обвязывают электроды с электрической подстанцией. Спускают погружной центробежный насос в вертикальный участок ствола нижней скважины, осуществляют прогревание пласта через горизонтальный ствол средней скважины, а добычу разогретой нефти осуществляют из горизонтального ствола нижней скважины по колонне труб погружным электроцентробежным насосом. Технический результат заключается в повышении эффективности прогревания пласта высоковязкой нефти и битума, увеличении охвата пласта тепловым воздействием с его равномерным прогревом, повышении дебита разогретой нефти и надежности реализации способа. 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке месторождений высоковязкой нефти с использованием термических способов добычи. Технический результат - сохранение целостности цементного кольца за обсадной колонной скважины, сокращение периода простоя (термопропитки) скважины на 25%, более высокий дебит нефти на 26-38%, увеличение коэффициента нефтеотдачи на 9%, увеличение ресурса работы погружного электронасоса на 29-30%. Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом пароциклического воздействия на пласт включает последовательную закачку теплоносителя для прогрева пласта - пара, и охлаждающей жидкости и последующий отбор из скважины продукции. В качестве охлаждающей жидкости применяют 3-10%-ный водный раствор карбамида. Теплоноситель закачивают до температуры в прискважинной зоне пласта не ниже температуры разложения карбамида. Охлаждающую жидкость закачивают в количестве от 1/12 до 1/6 от массы теплоносителя с температурой не более чем на 120°C меньше температуры теплоносителя. 1 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для разработки залежи высоковязкой нефти и битума путем нагревания. Способ разработки залежи высоковязкой нефти и битума включает разбуривание залежи скважинами с горизонтальными стволами, направленными параллельно друг другу. Причем между двумя горизонтальными стволами крайних скважин бурят добывающую скважину с горизонтальным стволом, при этом в горизонтальные стволы двух крайних скважин устанавливают электроды. На устье скважины соединяют электроды с высокочастотной установкой. В горизонтальный ствол добывающей скважины спускают электроцентробежный насос. Производят прогрев залежи электрическим током с помощью установленных в горизонтальных стволах двух крайних скважин электродов - анода и катода, а отбор разогретой нефти из залежи на дневную поверхность осуществляют электроцентробежным насосом из горизонтального ствола добывающей скважины. На одной глубине бурят две крайние скважины с равными по длине горизонтальными стволами, направленными параллельно друг другу на расстоянии 40 м между устьями .Затем по всей длине горизонтальных стволов этих скважин выполняют гидравлический разрыв пласта с образованием продольных трещин с последующим их креплением токопроводящим материалом. Далее перпендикулярно забоям горизонтальных стволов крайних скважин бурят третью скважину с горизонтальным стволом. Причем горизонтальный ствол третьей скважины не пересекает горизонтальные стволы крайних скважин, но пробурен в пределах трещин гидравлического разрыва пласта, выполненного из горизонтальных стволов крайних скважин,. При этом левее и правее крайних скважин, а также между ними параллельно их горизонтальным стволам на равноудаленном расстоянии пробуривают три добывающих скважины с горизонтальными стволами, длины которых равны длинам горизонтальных стволов крайних скважин. Причем горизонтальные стволы добывающих скважин выполняют на 15 м ниже горизонтальных стволов крайних скважин. Далее в горизонтальные стволы скважин устанавливают электроды - катоды и аноды, при этом в крайних скважинах устанавливают катоды, а в третьей скважине - анод. Причем в качестве электродов, спускаемых в скважину, используют колонны насосных штанг. При этом на устье скважин обвязывают электроды с электрической подстанцией и оснащают добывающие скважины электроцентробежными насосами. Осуществляют прогревание залежи с помощью крайних скважин по всей длине их горизонтального ствола, а отбор разогретой нефти осуществляют с помощью электроцентробежных насосов через горизонтальные стволы добывающих скважин. Техническим результатом является повышение эффективности прогревания залежи высоковязкой нефти и битума нагреванием. 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - высокий процент извлечения нефти (до 75%) за счет равномерного объемного распространения тепловых полей, начиная с нижней части продуктивного нефтяного пласта. Термошахтный способ разработки высоковязкой нефти включает подачу пара в нефтяной пласт через поверхностные нагнетательные скважины и распределение пара посредством двухустьевых добывающих скважин. Буровые галереи в нефтяном пласте прокладывают в нижней части продуктивного нефтяного пласта по панельной схеме. В центральной части разрабатываемого участка бурения добывающие скважины выполняют перпендикулярно друг другу с образованием плотной сетки, обсаженной теплоизолированными колоннами. Подачу пара осуществляют циклически, регулирование подачи пара выполняют в зависимости от приемистости нагнетательной скважины и давления на устьях добывающих скважин. Добычу нефти ведут после снижения давления пара и попеременно с разных сторон скважин. 4 ил.
Изобретение относится к разработке залежей высоковязких нефтей и битумов и может быть применено для увеличения проницаемости призабойной зоны путем теплового воздействия и импульсной обработки давлением. Способ включает формирование перепадов давления между призабойной зоной и полостью скважины путем создания периодических импульсов давления в призабойной зоне в виде перемещающейся по полости скважины волны движения массы жидкости. При этом предварительно оценивают время перемещения волны движения массы жидкости от устья до призабойной зоны и длительность расширения и смыкания трещин пласта. Вентиль долива жидкости открывают на время, в течение которого волна движения массы жидкости достигает призабойную зону и воздействует на трещины пласта. Затем закрывают вентиль долива жидкости и открывают вентиль слива жидкости для снижения давления в скважине до величины исходного. Операции проведения периодических импульсов давления в призабойной зоне совмещают с операциями теплоциклической обработки скважины путем чередования серии импульсов давления с количеством, амплитудой и длительностью импульсов в серии, определяемыми физическими параметрами нефтяной залежи, и последующей закачки теплоносителя в скважину с продавливанием его в трещины пласта, образовавшиеся при проведении серии импульсов давления. Технический результат заключается в повышении эффективности комплексной обработки скважины.
Способ относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам повышения нефтегазоотдачи скважин. Технический результат - увеличение зоны трещиноватого коллектора и его проницаемости. Способ образования трещиноватого коллектора давлением газообразных продуктов включает размещение в районе перфорации скважин окислительного состава и горючего, инициирование его горения и фиксации разрыва от смыкания, причем с целью увеличения проницаемости пласта и призабойной зоны, содержащей щелочные и щелочноземельные породы, их нейтрализуют азотной кислотой до образования солей нитратов с выдерживанием в течение нескольких часов для реакции кислоты с породой, в качестве горючего используют горючие компоненты породы или горючее, дополнительно подаваемое в скважину, и осуществляют разложение солей нитратов и горючего до газообразного состояния тепловым источником, подаваемым в скважину: пороховым генератором давления или железоалюминиевой смесью (термит), или горюче-окислительным составом.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи нефтяной залежи. Способ разработки слоистой нефтяной залежи с высоковязкой нефтью включает разбуривание залежи по рядной системе вертикальными добывающими и нагнетательными скважинами, вскрытие скважинами всех нефтенасыщенных пропластков, использование оборудования для одновременно-раздельной добычи и закачки - ОРД/З, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин. Выбирают залежь с количеством нефтенасыщенных пропластков не более десяти, у внешней границы залежи бурят нагнетательные скважины, в пределах внутренней границы - добывающие скважины, а в промежуточных - скважины, оборудованные ОРД/З. В скважинах с ОРД/З нагнетание ведут по тому пропластку, который впервые встречается при рассмотрении залежи в направлении от границы к ее центру, а добычу - по всем остальным. Скважины бурят с расстоянием между стволами от 150 м до 300 м. В качестве рабочего агента после ввода скважины под нагнетание используют нагретый до температуры не более 400°С на устье газ, закачку которого ведут с расходом от 50 до 500 м3/сут на одну скважину и в течение времени, пока по данным предварительного гидродинамического моделирования тепловой фронт не пройдет расстояние не менее 0,3 от расстояния до соседней добывающей скважины. После чего повышают линейно содержание в нагнетаемом рабочем агенте доли воды без подогрева до 100% в течение 5-30 суток и затем переходят на закачку данной воды. При снижении пластового давления в зоне отбора добывающих скважин в процессе разработки на более чем 20% от первоначального регулируют отбор жидкости и закачку воды таким образом, чтобы пластовое давление составляло 80-120% от первоначального. 2 пр., 2 ил.
Изобретение относится к области нефтедобычи, а именно к способу добычи высоковязкой нефти. Технический результат - увеличение дебета скважины по добыче высоковязкой нефти за счет снижения кинематической вязкости добываемой нефти, увеличение межремонтного интервала насосного оборудования за счет снижения тяжести режима работы, снижение энергопотребления при добыче высоковязкой нефти. Способ добычи высоковязкой нефти с применением электронагрева и подачи химического реагента в заданную точку скважины содержит этапы, на которых спускают в призабойную зону скважины на колонне насосно-компрессорных труб средство подачи химического реагента в заданную точку скважины, средство нагрева продукции скважины, а также средство добычи нефти; подают первую дозу химического реагента в призабойную зону скважины при помощи средства подачи химического реагента в заданную точку скважины в течение 10-40 часов, причем в качестве химического реагента используют деэмульгатор, а первая доза химического реагента находится в диапазоне от 1 до 10 кг/сут; осуществляют в течение 10-40 часов электронагрев продукции скважины с помощью средства нагрева продукции скважины для прогрева призабойной зоны до температуры в диапазоне 50-60°C, при этом подаваемую дозу химического реагента снижают до второй дозы, причем вторая доза химического реагента составляет 0,04-0,06 кг/сут; осуществляют добычу нефти при помощи средства добычи нефти, при этом управляют подачей химического реагента и электронагревом продукции скважины с помощью средства управления, так чтобы поддерживать подачу второй дозы химического реагента, а температуру нефти - в предварительно заданном диапазоне температур, составляющем 30-60°C. 6 з.п. ф-лы.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности и предназначена для теплового воздействия на призабойную зону и нефтяной пласт для предупреждения образования парафиногидратных отложений в зоне перфорации и под насосным оборудованием, увеличения проницаемости нефтяного коллектора и повышения нефтеотдачи в целом. Способ нагрева углеводородсодержащего пласта скважинным нагревателем заключается в установке скважинного нагревателя и подачи в него тока таким образом, что скважинный нагреватель обеспечивает осуществляемый посредством электрического сопротивления нагрев, по меньшей мере, участка пласта. Причем тепловую мощность скважинного нагревателя изменяют в зависимости от состояния окружающей его среды. Скважинный нагреватель включает цилиндрический или трубчатый корпус с нагревательными элементами и токовводом в верхней части. При этом нагреватель имеет дополнительно установленное устройство гидрозащиты, представляющее собой эластичную диафрагму, заполненную жидким теплоносителем. Причем верхняя часть эластичной диафрагмы закреплена посредством хомута на промежуточной втулке, прикрепленной к корпусу, а нижняя часть прикреплена хомутом посредством втулки к трубе. Теплоноситель находится в пространстве, ограниченном головкой, трубой, корпусом, промежуточной втулкой и эластичной диафрагмой. При этом нагреватель дополнительно подогревает проходящую через него скважинную жидкость. Техническим результатом является увеличение срока эксплуатации скважинного нагревателя, повышение его надежности и повышение безопасности эксплуатации скважины. 2 н. и 2 з.п. ф-лы, 4 ил., 4 табл.

Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - повышение флюидоотдачи пласта, в том числе высоковязких нефтей и битумов. Способ разработки залежи углеводородных флюидов включает строительство добывающей горизонтальной скважины в области подошвы продуктивного пласта породы, нагнетательной горизонтальной скважины над добывающей горизонтальной скважиной, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукта пласта из добывающей скважины. Причем горизонтальную добывающую скважину бурят над подошвой продуктивного пласта, над горизонтальным участком добывающей скважины параллельно ей в обратном направлении на расстоянии от добывающей скважины бурят горизонтальную нагнетательную скважину. В нагнетательную скважину опускают колонну труб с заглушенным концом и выполненными на концевом участке отверстиями для закачки рабочих агентов, участок трубы с отверстиями с двух концов ограничивают пакерами. Производят закачку нагретого рабочего агента в продуктивный пласт. Прогревают продуктивный пласт до температуры воспламенения внутрипластового углеводородного флюида. Производят замену инертного рабочего агента на кислородосодержащий рабочий агент, поджигают углеводородный флюид в пласте, отслеживая и поддерживая условия сохранения и распространения фронта горения, прогревают пласт между скважинами. В районе горизонтального участка добывающей скважины доводят температуру участка пласта до температуры состояния текучести углеводородного флюида и производят отбор нагретого продукта, при этом с использованием устройства контроля температуры осуществляют контроль за интенсивностью процесса горения и разогрева пласта в межскважинном и прилегающем пространстве, а поддержание пластовой температуры в необходимых рамках осуществляют путем изменения расхода подаваемого рабочего агента. После полной выработки зоны продуктивного пласта в пределах первого шага установки пакеров закачку рабочих агентов временно прекращают, передвигают трубу с отверстиями и с двумя ограничивающими пакерами в направлении устья добывающей скважины не менее чем на длину расстояния между пакерами. Пакеры приводят в рабочее состояние и продолжают отработку следующей зоны продуктивного пласта, прорабатывая весь горизонтальный участок нагнетательной скважины. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.
Наверх