Термошахтный способ разработки высоковязкой нефти



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

 


Владельцы патента RU 2560457:

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

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

Известен способ разработки месторождения путем прогрева отрабатываемой площади теплоносителем, включающий закачку теплоносителя в нагнетательные скважины, пробуренные с поверхности или горных выработок, и отбор нефти через добывающие горизонтальные и пологонаклонные скважины, пробуренные из горной выработки, пройденной в продуктивном нефтяном пласту или ниже его, отличающийся тем, что теплоноситель закачивают через скважины, пробуренные с поверхности в призабойную зону верхнего яруса пологовостающих скважин, пробуренных из горной выработки нефтяного пласта (RU 97103294, опубл 10.12.1998 г.).

Недостатком известного способа является слабый прогрев нижней части нефтяного пласта, снижение коэффициента от центра к периферии разрабатываемого участка и высокие теплопотери в кровле нефтяного пласта.

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

Недостатком известного способа является отсутствие распределения тепла по толщине пласта, добыча за счет гидродинамического давления, бурение добывающих скважин в пустых породах.

Известен способ разработки нефтяного пласта, обеспечивающий повышение эффективности разработки месторождения путем увеличения темпов прогрева залежи и отбора из нее нефти за счет регулирования режимов закачки пара и отбора нефти с учетом применения термодинамического состояния пласта. Способ отличается тем, что в период закачки пара в нагнетательные скважины, при снижении их приемистости, периодически отбирают жидкость из добывающих скважин до восстановления приемистости нагнетательных скважин. После требуемого повышения температуры пласта относительно текущей закачку пара прекращают и начинают непрерывный отбор нефти (RU 2012107192, Е21В 43/24, опубл. 10.09.2013).

Недостатком известного способа является цикличность закачки-добычи, менее выраженное парораспределение в разрабатываемом нефтяном пласту.

Известен комбинированный способ термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти, включающий закачку теплоносителя через вертикальные нагнетательные скважины, пробуренные с поверхности вблизи границы участка разрабатываемого месторождения, прогрев пласта через пробуренные из галереи, расположенной в продуктивном нефтяном пласту или ниже него, парораспределительные скважины, находящиеся в зоне влияния нагнетательных скважин или пересекающие их, и отбор жидкости через добывающие скважины, пробуренные из галереи к границе участка, отличающийся тем, что дополнительно бурят из галереи восходящие нагнетательные и добывающие скважины в различных вертикальных плоскостях в надгалерейной зоне, ограниченной вертикальными нагнетательными скважинами, кровлей пласта и соответственно верхними парораспределительными скважинами или верхними добывающими скважинами, направленными к границе участка, бурят с поверхности в галерею пароподающую скважину и соединяют ее с подземными нагнетательными скважинами, дополнительно осуществляют закачку в них теплоносителя через пароподающую скважину, а отбор жидкости ведут одновременно из всех добывающих скважин (RU 2425211, опубл. 13.01.2010).

Недостатком известного способа является слабое взаимодействие между парами добывающих и парораспределительных скважин, меньшая площадь разрабатываемого участка.

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, опубл. 27.02.2003).

Недостатком известного способа является слабый прогрев нижней части пласта, перевод дополнительных добывающих скважин, расположенных в нижней части продуктивного пласта, в парораспределительные без добычи флюидов, состоящих из нефти и сконденсированного пара.

Технический результат заключается в создании термошахтного способа разработки высоковязкой нефти с высоким процентом извлечения за счет равномерного объемного распространения тепловых полей, начиная с нижней части продуктивного нефтяного пласта.

Технический результат достигается за счет того, что при осуществлении термошахтного способа разработки высоковязкой нефти, включающего подачу пара в нефтяной пласт через поверхностные нагнетательные скважины и распределение пара посредством двухустьевых добывающих скважин, согласно формуле изобретения буровые галереи в нефтяном пласту 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. При этом добычу нефти ведут после снижения давления пара и попеременно с разных сторон скважин.

Прокладывание буровых галерей в нефтяном пласту в нижней части продуктивного нефтяного пласта по панельной схеме позволяет выполнить бурение двухустьевых скважин для равнозначного охвата разрабатываемого участка.

В центральной части разрабатываемого участка бурения добывающие скважины выполняют перпендикулярно друг другу с образованием плотной сетки, что позволяет получить наибольшую дренирующую поверхность при едином источнике тепла на участок разработки, то есть обеспечить высокую степень влияния теплоносителя на поверхность нагрева и равномерность объемного прогрева нефтяного пласта.

Теплоизолированные колонны предназначены для предотвращения прорывов пара при заполнении паром добывающих скважин.

Необходимо подачу пара осуществлять циклически, регулирование подачи пара проводить в зависимости от приемистости нагнетательной скважины и давления на устьях добычных скважин, что обеспечивает оптимальный режим работы, так как такой режим уменьшит выделение тепла в выработки и повысит кпд теплоносителя.

Предварительно в нагнетательную скважину устанавливают датчики расхода (расходомеры) и давления, а на добывающую - датчики температуры и давления. Регулирование осуществляют исходя из показаний датчиков давления на нагнетательной и добывающих скважинах.

Добычу нефти попеременно с разных сторон скважин осуществляют с целью достижения равномерности добычи и недопущения снижения приемистости скважин, т.к. скважина как правило наклонена в разные стороны.

Основное преимущество данной системы заключается в осуществлении эффективного подвода и распределения тепловой энергии внутри нефтяного пласта, способствующих более равномерному распространению тепловых полей с отработкой нижней части продуктивного пласта. Добыча нефти осуществляется за счет вертикальной фильтрации равномерно распределенным тепловым полем, что обеспечивает высокий процент извлечения нефти до 75%.

Изобретение проиллюстрировано следующими чертежами.

На фиг. 1 представлен добычной комплекс, предназначенный для реализации заявляемого способа.

На фиг. 2 показана схема выработки буровых галерей (вид сверху), на фиг.3 - схема выработки буровых галерей (в разрезе), на фиг. 4 представлена схема отработки нескольких участков выработок,

где1 - воздухоподающие и вентиляционные стволы;

2 - сеть капитальных горных выработок;

3 - сеть промежуточных выработок;

4 - наклонные горные выработки;

5 - буровые галереи;

6 - нефтяной пласт;

7 - пологовосстающие добывающие скважины;

8 - периферийные пологовосстающие скважины;

9 - теплоизолированные колонны;

10 - нагнетательные скважины;

11 - котельная или парогенератор;

12 - вентиляционные двери.

Добычной комплекс для осуществления заявляемого способа строят следующим образом.

Вначале над нефтяным пластом 6 с поверхности строят вертикальные воздухоподающий и вентиляционный стволы 1. Далее выполняют сеть капитальных горных выработок 2, промежуточных выработок 3 к наклонным горным выработкам 4. 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 нижней части продуктивного нефтяного пласта 6 выполняют буровые галереи 5 по панельной схеме, т.е. из буровой галереи 5 по плотной сетке бурят пологовосстающие добывающие двухустьевые скважины 7 и периферийные пологовосстающие скважины 8, при этом добывающие двухустьевые скважины 7 выполняют перпендикулярно друг другу с образованием плотной сетки.

Скважины 7 обсаживают теплоизолированными колоннами 9 для предотвращения прорывов пара. Пар подается по нагнетательным скважинам 10 вырабатываемой котельной или парогенератором 11 (фиг. 2).

Для вентиляции применяются перегородки с вентиляторами местного проветривания (не показаны) либо вентиляционные двери 12.

Можно объединять несколько участков в зависимости от месторождения для разработки смежных участков с целью повышения показателей систем разработки (фиг. 4).

Термошахтный способ разработки высоковязкой нефти осуществляется следующим образом.

Пологовосстающие добывающие скважины 7 ведут добычу нефти постоянно до начала прорыва пара в горные выработки 2 при дренаже нефти после прогрева нефтяного пласта 6 паром нагнетательной скважиной 10. При этом сигналом для осуществления добычи служит сигнал от расходомера нагнетательной скважины 10 и от датчика давления добывающей двухустьевой скважины 7 о снижении приемистости нагнетательной скважины 10, что свидетельствует о заполнении добывающих двухустьевых скважин 7 и возможности безопасной добычи нефти.

Подачу пара осуществляют циклически для обеспечения возможности ведения добычи нефти добывающими скважинами 7. При этом регулирование подачи пара выполняют в зависимости от приемистости нагнетательной скважины 10 и величины давления на устьях добывающих скважин 7. После снижения приемистости скважины 10 осуществляют перекрытие скважины 10 запорной арматурой (не показана). После чего происходит снижение давления и температуры на устьях скважин 7 до заданных величин, что фиксируется соответствующими датчиками.

Добычу нефти ведут попеременно с разных сторон скважин 7 исходя из показаний датчиков.

Таким образом, предлагаемый термошахтный способ разработки высоковязкой нефти позволяет осуществлять эффективный подвод и распределение тепловой энергии внутри нефтяного пласта и повысить процент извлечения нефти до 75%.

Термошахтный способ разработки высоковязкой нефти, включающий подачу пара в нефтяной пласт через поверхностные нагнетательные скважины и распределение пара посредством двухустьевых добывающих скважин, отличающийся тем, что буровые галереи в нефтяном пласту 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, при этом добычу нефти ведут после снижения давления пара и попеременно с разных сторон скважин.



 

Похожие патенты:

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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке месторождений высоковязкой нефти с использованием термических способов добычи.

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 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.

Группа изобретений относится к извлечению смеси углеводородов и, в частности, смеси тяжелых углеводородов из подземного пласта путем внутрипластового горения с использованием обогащенного кислородом газа. Особенностью изобретений является улавливание, по меньшей мере, части CO2 из обогащенных CO2 газов, образующихся в процессе горения. Технический результат - повышение эффективности извлечения тяжелых углеводородов с уменьшением выбросов CO2 в атмосферу. Способ, как часть изобретений, предусматривает: (i) нагнетание обогащенного кислородом газа в указанный пласт; (ii) горение указанного обогащенного кислородом газа в указанном пласте, в результате чего обеспечивают увеличение температуры, уменьшение вязкости указанной смеси углеводородов и образование обогащенного CO2 газа; (iii) извлечение указанной нагретой смеси углеводородов и деасфальтизацию указанной извлеченной смеси углеводородов в установке деасфальтизации с получением деасфальтированных углеводородов и асфальтенов; (iv) горение указанных асфальтенов, полученных в указанной установке деасфальтизации, в процессе окислительного горения с получением пара, энергии и обогащенного CO2 газа; (v) улавливание, по меньшей мере, части CO2 из указанного обогащенного CO2 газа. 3 н. и 15 з.п. ф-лы, 2 табл., 6 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке месторождений нефти и/или битума с использованием внутрипластового горения. Технический результат - оптимизация состава добываемой продукции за счёт снижения в нём доли газов горения. Способ включает бурение и обустройство скважины с горизонтальным участком, расположенным в нефтяной залежи, и вертикальной скважины таким образом, чтобы забой вертикальной скважины размещался над забоем горизонтальной скважины на расстоянии, исключающем прорыв окислителя в горизонтальную скважину. На горизонтальном участке скважины устанавливают фильтр с несовпадающими друг с другом продольными рядами отверстий, который разделяют на зоны отбора продукции. Внутри фильтра размещают хвостовик с продольным рядом расположенных во всех зонах отбора продукции отверстий, жёстко соединённый с технологической колонной труб и снабжённый термопарами для осуществления мониторинга пластовой температуры в окрестности горизонтальной скважины. Хвостовик спускают в скважину на конце технологической колонны труб. Поворотом колонны труб с устья скважины открывают интервал перфорации на горизонтальной скважине одновременно во всех зонах отбора продукции. Инициируют процесс внутрипластового горения с фронтом горения, движущимся вдоль ствола горизонтальной скважины по направлению от забоя к устью. С помощью термопар измеряют пластовую температуру в окрестности горизонтальной скважины вдоль ствола горизонтальной скважины по направлению от забоя к устью. При превышении температуры в первой зоне отбора горизонтальной скважины по направлению от забоя к устью 30% от уровня температуры на движущемся фронте горения останавливают горизонтальную скважину. Это осуществляют путём поворота колонны труб с устья скважины. В результате закрывают отверстия фильтра в первой зоне отбора горизонтальной скважины по направлению от забоя к устью. Оставляют открытыми отверстия фильтра в остальных зонах отбора горизонтальной скважины. Запускают горизонтальную скважину для продолжения отбора продукции. Аналогичным образом производят мониторинг пластовой температуры в окрестности горизонтальной скважины с помощью термопар. При превышении температуры во второй зоне отбора горизонтальной скважины по направлению от забоя к устью 30% от уровня температуры на движущемся фронте горения останавливают горизонтальную скважину. Путём поворота колонны труб с устья скважины закрывают отверстия фильтра во второй зоне отбора горизонтальной скважины по направлению от забоя к устью. При этом оставляют открытыми отверстия фильтра в третьей и последующих зонах отбора горизонтальной скважины по направлению от забоя к устью. Далее запускают горизонтальную скважину для продолжения отбора продукции и аналогично последовательно закрывают другие зоны отбора до последней зоны отбора горизонтальной скважины. 1 пр., 3 табл., 10 ил.
Наверх