Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом пароциклического воздействия на пласт


 


Владельцы патента RU 2560036:

Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (RU)

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 нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума тепловыми методами.

Известен способ разработки месторождения высоковязкой нефти (патент РФ №2486334, МПК Е21В 43/24, С09К 8/592, опубл. 27.06.2013 Бюл. №18). Согласно изобретению осуществляют закачку пара в нагнетательную скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор нефти через добывающую скважину, закачку попутно добываемой воды в нагнетательную скважину с добавкой карбамида, карбоната натрия или аммония, разлагающихся под воздействием тепла с выделением углекислого газа и аммиака, что способствует снижению вязкости нефти и нефтеизвлечению.

Недостатком данного метода является необходимость бурения нагнетательной и добывающей скважин, что увеличивает затраты на бурение и обустройство скважин, толщина пласта при этом должна быть не менее 15 м, что ограничивает применение данной технологии и значительно увеличивает материальные затраты на ее осуществление.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент РФ №2435951, МПК Е21В 43/24, опубл. 10.12.2011 Бюл. №34), включающий закачку в пласт в добывающую скважину теплоносителя и последующего отбора через нее нефти, после закачки теплоносителя в скважину закачивают охлаждающую жидкость, в качестве охлаждающей жидкости используют воду, щелочной или кислотный раствор.

Недостатками данного способа являются то, что в результате закачки водного раствора в пласт происходит резкое его охлаждение и конденсация пара, что ухудшает коллекторские свойства пласта, снижает упругую пластовую энергию и приток нефти к забою скважины. В результате снижается эффективность тепловой обработки пласта. Резкое охлаждение конструкции скважины отрицательно сказывается на целостности цементного кольца за эксплуатационной колонной. Закачка газообразного углекислого газа является дорогим и сложным технологическим процессом.

Техническими задачами данного предложения являются повышение эффективности пароциклического воздействия за счет дополнительного снижения вязкости нефти и поддержания давления в призабойной зоне пароциклической горизонтальной скважины введением карбамида, а также сохранение целостности цементного кольца за эксплуатационной колонной.

Поставленные технические задачи решаются способом разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом пароциклического воздействия на пласт, включающим последовательную закачку теплоносителя (пара) для прогрева пласта, охлаждающей жидкости и последующий отбор из скважины продукции.

Новым является то, что в качестве охлаждающей жидкости применяют 3-10%-ный водный раствор карбамида, а теплоноситель закачивают до температуры в прискважинной зоне пласта до температуры разложения карбамида 160°C, причем охлаждающую жидкость закачивают в массе от 1/12 до 1/6 массы теплоносителя с температурой, не более чем на 120°C меньшей температуры теплоносителя.

Способ реализуется следующим образом.

В пароциклическую скважину закачивается расчетное количество теплоносителя (пара), при этом температура на забое скважины должна быть не менее температуры разложения карбамида ≥160°C, через сутки в скважину закачивается подготовленный объем охлаждающей жидкости в массе (определено практическими исследованиями) от 1/12 до 1/6 массы теплоносителя, 3-10%-ного водного раствора карбамида, после выдержки, в течении 15-20 суток, необходимой на полное разложение карбамида и снижения температуры до рабочих значений, рекомендуемых заводом-изготовителем электропогружных насосов, производится отбор продукции. Карбамид разлагается при высокой температуре с выделением углекислого газа и аммиака согласно уравнению:

Углекислый газ и аммиак снижают набухание глинистых минералов породы-коллектора и тем самым способствуют сохранению начальной проницаемости пласта, что очень актуально для пластов, насыщенных высоковязкой нефтью. Все перечисленные аспекты действия продуктов разложения карбамида под действием высоких температур способствуют повышению эффективности паротеплового воздействия и нефтеотдачи пласта.

Помимо этого закачка охлаждающей жидкости в виде 3-10%-ного водного раствора карбамида позволяет сократить время периода термопропитки, снизить температуру в призабойной зоне скважины, что обеспечивает возможность применения скважинных насосов, рассчитанных на относительно невысокие температуры (до 150-170°C). Охлаждающую жидкость закачивают в массе от 1/12 до 1/6 массы теплоносителя, разница температур между закачиваемой охлаждающей жидкостью и пластовой температурой (после закачки теплоносителя) не должна быть больше 120°C. При большей разнице температур возможны разрушение цементного камня за колонной и ее температурная деформация.

Количество охлаждающей жидкости выбрано опытным путем с учетом того, что при меньшем количестве, чем 1/12 от массы теплоносителя, снижение температуры незначительно, а при большем, чем 1/6, увеличиваются экономические и технологические затраты.

При необходимости (резком увеличении температуры на забое) цикл закачки водного раствора карбамида повторяется.

Пример конкретного выполнения способа.

На опытном участке Ашальчинского месторождения высоковязкой нефти, находящемся на глубине 90 м, представленном неоднородными пластами толщиной 20-30 м с температурой 8°C, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0.70 д. ед., пористостью 30%, проницаемостью 2,65 мкм2, с нефтью, имеющей плотность 960 кг/м3 и вязкость 5000-22000 мПа·с, пробурили горизонтальную пароциклическую скважину На опытном участке Ашальчинского месторождения высоковязкой нефти, находящемся на глубине 90 м. представленном неоднородными пластами толщиной 20-30 м с температурой 8°C, давлением 0,5 МПа. нефтенасыщенностью 0.70 д. ед., пористостью 30%. проницаемостью 2,65 мкм2, с нефтью, имеющей плотность 960 кг/м3 и вязкость 20000 мПа·с, пробурили горизонтальную пароциклическую скважину.

1. На залежи высоковязкой нефти в скважину по НКТ закачали 10000 т пара с температурой 200°C. Остановили скважину, через сутки замерили пластовую температуру -(190°C), закачали 850 т 3%-ного водного раствора карбамида температурой 70°C, остановили скважину на 12 сут, замерили температуру на приеме насоса - 160°C, скважину поставили на отбор жидкости. Простой скважины составил 12 сут вместо 20 в отличие от способа с применением в качестве охлаждающей жидкости без добавления карбамида. Дебит составил 22 т /сут, было 17,5 т/сут. Коэффициент нефтеотдачи составил 0.24, было 0,23. Погружной насос проработал 310 сут, было - 240 сут.

2. На залежи битума в скважину по НКТ закачали 12000 т пара с температурой 200°C. Остановили скважину, через сутки замерили пластовую температуру - (190°C), закачали 1100 т 5%-ного водного раствора карбамида температурой 70°C, остановили скважину на 16 сут. замерили температуру на приеме насоса - 157°C, скважину поставили на отбор жидкости. Простой скважины составил 16 сут вместо 20 в отличие от способа с применением в качестве охлаждающей жидкости без добавления карбамида. Дебит составил 23.7 т/сут, было 17.5 т/сут. Коэффициент нефтеотдачи составил 0.25. Погружной насос проработал 300 сут, было 240 сут.

3. На залежи высоковязкой нефти и битума в скважину по НКТ закачали 10100 т пара с температурой 200°C. Остановили скважину, через сутки замерили пластовую температуру - (196°C), закачали 900 т 10%-ного водного раствора карбамида температурой 80°C, остановили скважину на 16 сут, замерили температуру на приеме насоса - 168°C, скважину поставили на отбор жидкости. Простой скважины составил 16 сут вместо 20. в отличие от способа с применением в качестве охлаждающей жидкости без добавления карбамида. Дебит составил 24,2 т /сут против 17,5 т/сут. Коэффициент нефтеотдачи составил 0,26. Погружной насос проработал 305 сут, было 240 сут.

Предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом пароциклического воздействия на пласт позволяет сохранить целостность цементного кольца за обсадной колонной скважины, сократить период простоя (термопропитки) скважины на 20-25%, получить более высокий дебит нефти на 26-38%, увеличить коэффициент нефтеотдачи на 8-9%, увеличить ресурс работы погружного электронасоса на 29-30%.

При этом геофизические исследования в трех случаях показали целостность цементного кольца за обсадной колонной скважины.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом пароциклического воздействия на пласт, включающий последовательную закачку теплоносителя - пара для прогрева пласта, охлаждающей жидкости и последующий отбор из скважины продукции, отличающийся тем, что в качестве охлаждающей жидкости применяют 3-10%-ный водный раствор карбамида, а теплоноситель закачивают до температуры в прискважинной зоне пласта не ниже температуры разложения карбамида, причем охлаждающую жидкость закачивают в массе от 1/12 до 1/6 массы теплоносителя с температурой, не более чем на 120°C меньшей температуры теплоносителя.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для добычи высоковязкой нефти и битума с помощью теплового воздействия на пласт.

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.

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.

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.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности прогревания пласта высоковязкой нефти и битума; увеличение охвата пласта тепловым воздействием с его равномерным прогревом; повышение объема отбора разогретой высоковязкой нефти и битума; повышение надежности реализации способа. В способе добычи высоковязкой нефти и битума бурят многоствольную скважину, состоящую из основного ствола и пробуренных из основного ствола, расположенных попарно один под другим на расстоянии 15 м в горизонтальном направлении в пределах пласта параллельных верхних и нижних боковых стволов. Затем в верхних боковых стволах многоствольной скважины поочередно выполняют гидравлический разрыв пласта с образованием трещин гидравлического разрыва пласта по всей длине верхних боковых стволов с последующим их креплением расклинивающим агентом из токопроводящего материала. Затем в начальном и конечном участках каждого верхнего бокового ствола попарно бурят вертикальные скважины с пересечением трещин гидравлического разрыва пласта. В вертикальные скважины в интервал пересечения с трещинами гидравлического разрыва пласта верхних боковых стволов спускают электроды. На устье многоствольной скважины обвязывают электроды с электрической подстанцией. В основной ствол многоствольной скважины на колонне труб спускают погружной электроцентробежный насос. Запускают в работу электрическую подстанцию и осуществляют прогревание залежи через верхние боковые стволы. Запускают в работу погружной электроцентробежный насос и производят отбор разогретой высоковязкой нефти и битума из нижних боковых стволов погружным электроцентробежным насосом по колонне труб на поверхность. 2 ил.

Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - повышение флюидоотдачи пласта и добычи углеводородных энергоносителей. 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 одинаковом 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 сторон ограничивают пакерами. Затем в нагнетательную скважину через трубу с отверстиями производят закачку нагретого рабочего агента в продуктивный пласт и прогревают пласт до температуры воспламенения содержащегося в пласте флюида. При этом происходит разжижение флюида с повышением его текучести. Производят замену инертного рабочего агента на кислородосодержащий рабочий агент и 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 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