Способ разработки слоистой нефтяной залежи с высоковязкой нефтью



Способ разработки слоистой нефтяной залежи с высоковязкой нефтью
Способ разработки слоистой нефтяной залежи с высоковязкой нефтью

Владельцы патента RU 2563463:

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

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 нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке слоистых нефтяных залежей с высоковязкой нефтью вертикальными скважинами.

Известен способ разработки многопластовой нефтяной залежи, включающий разделение пластов на группы с различными фильтрационно-емкостными свойствами, выделение групп пластов с различной проницаемостью, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти из пластов через добывающие скважины. После разделения пластов по фильтрационно-емкостным свойствам их разбивают на три группы с различной проницаемостью при помощи пакеров. Избирательно в нагнетательных скважинах отсекают нижнюю группу пластов, верхнюю и нижнюю группы по соответствующим раздельным колоннам дополнительно исследуют на проницаемость пластов. Затем снимают изоляцию, изучают общую проницаемость средней и нижней группы пластов. Нижние пакеры нагнетательных скважин оснащают разделителем потока, например штуцером или регулировочным клапаном. Далее производят закачку рабочего агента по отдельным колоннам в верхнюю группу пластов и в среднюю и нижнюю группы пластов. При этом на устье закачку производят с одной нагнетательной линии, разбив устьевыми регуляторами потока, например задвижками для отдельных колонн каждой нагнетательной скважины. Подъем продукции групп пластов из добывающих скважин производят одновременно или раздельно в зависимости от физико-химических свойств продукции этих групп пластов (патент РФ 2380523, кл. Е21В 43/14, опубл. 27.01.2010).

Недостатком известного способа является низкий охвата пластов, а для высоковязких нефтей - низкий коэффициент вытеснения. Соответственно коэффициент нефтеизвлечения по известному способу остается низким.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ разработки многопластового нефтяного месторождения, включающий вскрытие пластов нагнетательными и добывающими скважинами, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины общим фильтром в пласты, отбор пластовой продукции через добывающие скважины общим фильтром из пластов. В известном способе анализируют участки разработки месторождения, выбирают участок с наличием остаточных запасов по добывающим скважинам не менее 20 тыс.т каждой, снижением пластового давления до 60-70% от начального, на участке выбирают нагнетательную скважину с перфорированными тремя пластами, в выбранной нагнетательной скважине в нижний наиболее проницаемый пласт ограничивают закачку рабочего агента до минимальных значений не более 40 м3/сут, под действием образовавшегося избыточного устьевого давления производят неограниченный максимально возможный объем закачки рабочего агента в другие пласты, в таком режиме эксплуатируют нагнетательную скважину, анализируют состояние добывающих скважин во втором пласте, при увеличении забойного давления на 10-15% и обводненности не более чем на 40% в ближайшей добывающей скважине второго пласта производят интенсификацию режима работы добывающей скважины, при увеличении забойного давления на 10-15% и росте обводненности более чем на 40% в ближайшей добывающей скважине второго пласта производят полное или частичное ограничение по закачке во второй пласт, при этом производят контроль за изменением забойного давления в районе полного или частичного ограничения закачки по нижнему наиболее проницаемому пласту и при подтверждении снижения забойного давления на 10-15% ниже давления насыщения, производят увеличение объемов закачки для недопущения сокращения объемов добычи нефти, периодически повторяют ограничение закачки в нижний наиболее проницаемый пласт и анализ состояния добывающих скважин второго пласта (патент РФ 2528305, кл. Е21В 43/14, Е21В 43/12, опубл. 10.09.2014 - прототип).

Известный способ позволяет за счет оптимизации режимов работы скважин несколько повысить темпы отбора нефти, однако конечная нефтеотдача остается невысокой.

В предложенном изобретении решается задача повышения коэффициента нефтеизвлечения слоистой нефтяной залежи с высоковязкой нефтью.

Задача решается тем, что в способе разработки слоистой нефтяной залежи с высоковязкой нефтью, включающем 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, согласно изобретению, 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, причем 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.

Сущность изобретения

На нефтеотдачу слоистой нефтяной залежи, которые в большинстве случаев представлены карбонатными породами с высоковязкой нефтью (более 30 мПа·с), существенное влияние оказывает эффективность системы разработки, включающая оптимальное размещение добывающих и нагнетательных скважин, использование оборудования для одновременно-раздельной добычи и закачки (ОРД/З) из пропластков, использование тепловых методов для снижения вязкости нефти и закачку, позволяющую как поддерживать пластовое давление, так и вытеснять нефть к забоям добывающих скважин. Существующие технические решения не в полной мере позволяют эффективно разрабатывать слоистые нефтяные залежи с высоковязкой нефтью. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи нефтяной залежи. Задача решается следующим образом.

На фиг. 1 представлено схематическое изображение нефтяной залежи в разрезе А-А. На фиг. 2 представлено схематическое изображение залежи в плане. Обозначения: 1 - нефтяная залежь, 2 - добывающая скважина, 3 - нагнетательная скважина, 4 - внешний контур нефтеносности, 5 - внутренний контур нефтеносности, 6 - скважины, оборудованные ОРД/З, 7 - участок ствола скважины с ОРД/З, через который ведут нагнетание рабочего агента, 8 - участок ствола скважины с ОРД/З, через который ведут добычу жидкости, 9 - пропласток неколлектора, I, II, III - нетенасыщенные пропластки, ВНК - водо-нефтяной контакт.

Способ реализуют следующим образом.

Нефтяную залежь 1 (фиг. 1), представленную слоистым коллектором с высоковязкой нефтью (более 30 мПа·с) и количеством нефтенасыщенных пропластков не более десяти, разбуривают по рядной системе вертикальными добывающими 2 и нагнетательными 3 скважинами с расстоянием между стволами от 150 м до 300 м. Причем нагнетательные скважины 3 размещают у внешней границы залежи (либо внешнего контура нефтеносности 4 при его наличии, т.е. в водонефтяной зоне), в пределах внутренней границы (либо внутреннего контура нефтеносности 5 при его наличии, т.е. в чисто нефтяной зоне) - добывающие скважины 2. В остальных случаях размещают скважины 6, оборудованные ОРД/З.

Исследования показали, что в большинстве случаев, количество нефтенасыщенных пропластков не превышает десяти. Однако, при их количестве большем десяти, эффективность закачки по предлакаемому способу снижается. Для поддержания пластового давления в этом случае необходимо дополнительно размещать нагнетательные скважины в центральной части залежи.

Расстояние между скважинами от 150 м до 300 м, согласно расчетам, оптимально с точки зрения баланса между экономической и технологической эффективностью при разработке рассматриваемых слоистых коллекторов с высоковязкой нефтью.

В скважинах 2, 3, 6 вскрывают все пропластки. Если, например, коллектор залежи представлен тремя пропластками (фиг.2), то вскрывают все: I, II, III при их наличии. В скважинах 6 с ОРД/З нагнетание 7 ведут по тому пропластку, который впервые встречается при рассмотрении залежи в направлении от границы к ее центру. Добычу 8 осуществляют по всем остальным пропласткам. Конструкцию ОРД/З выбирают такую, чтобы можно было отдельно эксплуатировать пропласток в который нагнетают рабочий агент, и пропластки, из которых ведут добычу жидкости, устанавливая при этом пакера в пропластках неколлектора 9.

Согласно расчетам, такая система разработки позволяет эффективно вырабатывать все пропластки слоистого коллектора.

В качестве рабочего агента для закачки, после ввода нагнетательных скважин 3 и скважин 6 с ОРД/З, используют нагретый до температуры не более 400°С на устье газ. В качестве газа используют углеводородный газ, или азот, или водяной пар. Ограничение по температуре обусловлено, во-первых, пределом стойкости к температуре материала оборудования скважины, во-вторых, согласно расчетам, при большей температуре прирост дебита нефти значительно снижается, что экономически не оправдано затратами на нагрев газа свыше указанной температуры.

Закачку осуществляют с расходом от 50 до 500 м3/сут на одну скважину в течение времени, пока, по данным предварительного гидродинамического моделирования, тепловой фронт не пройдет расстояние не менее 0,3 от расстояния до соседней добывающей скважины, т.е. 0,3·(150…300)=45…90 м. После этого повышают линейно содержание в нагнетаемом рабочем агенте доли воды без подогрева до 100% в течение 5-30 суток. Затем переходят на закачку данной воды.

Расчеты показали, что в большинстве случаев расход газа менее 50 м3/сут не обеспечивает достаточной скорости продвижения теплового фронта, а при более 500 м3/сут - прорыв газа к забою добывающей скважины происходит слишком быстро. В обоих случаях нефтеотдача оказывается ниже. Расстояния в 45…90 м, согласно расчетам на гидродинамической модели, достаточно для первоначального прогрева пласта и, соответственно, снижения вязкости нефти. Последующая закачка воды продвигает закаченный ранее газ к добывающим скважинам, тем самым снижая вязкость нефти на расстояниях между скважинами и увеличивая дебиты нефти.

Чтобы посчитать время и суммарные объемы газа, необходимого для продвижения фронта в 45…90 м, наиболее эффективно использовать гидродинамическую модель, в которой можно учесть толщины пропластков, неоднородность и пр. В целом, для каждой залежи значения времени и объемов закачки газа зависит от свойств коллектора и флюидов.

Линейное повышение содержания в нагнетаемом рабочем агенте доли воды без подогрева до 100% в течение 5-30 суток, согласно исследованиям, обеспечивает равномерный переход от закачки газа к закачке воды. Исследования показали, что резкий переход от закачки газа к закачке воды приводит к некоторому смешиванию данных агентов между собой в пласте и эффективность вытеснения нагретого газа снижается, соответственно нефтеотдача оказывается ниже. При этом менее 5 суток не достаточно для образования своеобразного «экрана» вытеснения нагретого газа и продвижения температурного фронта, по указанным причинам, а более 30 суток - экономически не оправданно, т.к. нагретый газ, смешиваясь с ненагретой водой, охлаждается, при этом нефтеотдача оказывается такой же, как и при времени закачки менее 30 суток.

Добывающие скважины 2 пускают в добычу сразу после бурения и обустройства. Это же касается добычи по скважинам 6 с ОРД/З.

В процессе разработки возможно снижении пластового давления. При его уменьшении в зоне отбора добывающих скважин на более чем 20% от первоначального, регулируют отбор жидкости и закачку воды таким образом, чтобы пластовое давление составляло 80-120% от первоначального. Для этого используют нестационарное или циклическое заводнение, либо более высокие значения компенсации отбора закачкой. Расчеты показали, что текущее пластовое давление 80-120% от первоначального обеспечивает наибольший коэффициент нефтеизвлечения.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи 1.

Результатом внедрения данного способа является повышение коэффициента нефтеизвлечения нефтяной залежи.

Примеры конкретного выполнения способа

Пример 1. Нефтяную залежь 1 (фиг. 1) массивного типа размерами 3200х1900 м, представленную слоистым карбонатным коллектором с высоковязкой нефтью и тремя нефтенасыщенными пропластками I, II, III, разбуривают по рядной системе вертикальными добывающими 2 и нагнетательными 3 скважинами с расстоянием между стволами 250-300 м.

Кровля продуктивного пласта залежи 1 толщиной 20 м залегает на глубине 780 м. Средняя проницаемость коллектора составляет 100 мД, средняя пористость 14%, начальное пластовое давление 8 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях 60 мПа·с.

Нагнетательные скважины 3 размещают у внешнего контура нефтеносности 4, т.е. в водонефтяной зоне, а в пределах внутреннего контура нефтеносности 5, т.е. в чисто нефтяной зоне - добывающие скважины 2. В остальных случаях размещают скважины 6, оборудованные ОРД/З. Всего бурят 50 скважин: 18 нагнетательных, 5 добывающих и 27 с оборудованием ОРД/З.

В скважинах 2, 3, 6 вскрывают все пропластки I, II, III (фиг.2). В скважинах 6 с ОРД/З нагнетание 7 ведут по тому пропластку, который впервые встречается при рассмотрении залежи в направлении от границы к ее центру. Добычу 8 осуществляют по всем остальным пропласткам.

В качестве рабочего агента для закачки, после ввода нагнетательных скважин 3 и скважин 6 с ОРД/З, используют нагретый до температуры 400°С на устье водяной пар. Закачку осуществляют с расходом 500 м3/сут на одну скважину в течение времени 200 сут, которые были определены заранее по результатам гидродинамического моделирования. За это время при указанном расходе тепловой фронт пройдет расстояние 0,3·(250…300)=75…90 м до соседней добывающей скважины.

Далее повышают линейно содержание в нагнетаемом рабочем агенте доли воды без подогрева до 100% в течение 5 суток, которые определяют также заранее по результатам гидродинамического моделирования. Это обеспечивает равномерный переход от закачки газа к закачке воды. Затем переходят на закачку данной воды.

Добывающие скважины 2 пускают в добычу сразу после бурения и обустройства. Это же касается добычи по скважинам 6 с ОРД/З.

В процессе разработки пластовое давление в зоне отбора добывающих скважин 2 снизилось до 6,3 МПа. Для повышения пластового давления скважины 2, 3, 6 переводят на нестационарный режим работы: закачку ведут в течение 30 суток, отбор - 20 суток. Это позволяет поддерживать пластовое давление на уровне 6,4 МПа.

Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи 1.

Пример 2. Выполняют как пример 1. Коллектор представлен десятью нефтенасыщенными пропластками. Вязкость нефти в пластовых условиях составляет 300 мПа·с. Залежь разбуривают по рядной скважинами с расстоянием между стволами 150-250 м. В качестве рабочего агента для закачки, после ввода нагнетательных скважин и скважин с ОРД/З, используют нагретый до температуры 300°С на устье попутный углеводородный газ. Закачку осуществляют с расходом 50 м3/сут на одну скважину в течение времени 400 сут. За это время при указанном расходе тепловой фронт пройдет расстояние 0,3·(150…250)=45…75 м до соседней добывающей скважины. Далее повышают линейно содержание в нагнетаемом рабочем агенте доли воды без подогрева до 100% в течение 30 суток. При снижении пластового давления в зоне отбора добывающих скважин до 6,3 МПа увеличивают расход воды в два раза, что обеспечивает компенсацию отбора закачкой 200%. Это позволяет поддерживать пластовое давление на уровне 9,6 МПа.

В результате по разработки, которое ограничили обводнением добывающих скважин до 98% было добыто с залежи 2373,9 тыс.т. нефти, коэффициент извлечения нефти (КИН) составил 0,386 д.ед. По прототипу при прочих равных условиях добыто 1802,0 тыс.т. нефти, КИН составил 0,293 д.ед. Прирост КИН по предлагаемому способу - 0,093 д.ед.

Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения нефтяной залежи слоистого коллектора с высоковязкой нефтью.

Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения коэффициента нефтеотдачи нефтяной залежи.

Способ разработки слоистой нефтяной залежи с высоковязкой нефтью, включающий 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, отличающийся тем, что 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, причем 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.



 

Похожие патенты:
Способ относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам повышения нефтегазоотдачи скважин. Технический результат - увеличение зоны трещиноватого коллектора и его проницаемости.
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.

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.

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.
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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - ускорение восстановления фильтрационных свойств призабойных зон нефтегазовых скважин, нарушенных в процессе эксплуатации. В способе термохимической обработки призабойной зоны скважины в режиме повторяющихся циклов: доставка натрия в алюминиевых герметичных стаканах на забой скважины, инициирование реакции этих металлов, выдержка, для доставки натрия в алюминиевых герметичных стаканах используют нисходящий поток воды, создаваемый в насосно-компрессорных трубах специальным насосом, расположенным на поверхности, и глубинный струйный насос с проходным сечением, превышающим диаметр герметичных стаканов, который после технологической выдержки завершает цикл откачкой шламов из под пакерного пространства в режиме депрессивного воздействия на продуктивный пласт, герметизация натрия в стаканах осуществляется при помощи растворимой в щелочном растворе мембраны, порционная подача которого реализуется после доставки натрия в алюминиевых герметичных стаканах для разрушения мембраны и инициирования реакции. Обработку ведут в режиме повторяющихся циклов до достижения максимального значения профиля притока из скважины. 1 з.п. ф-лы, 1 ил., 2 пр.

Группа изобретений относится к области добычи нефти и газа, конкретно к добыче вязкой нефти, керогеносодержащей нефти из глинистых пластов. Способ разработки месторождений вязкой нефти включает создание в пласте зоны внутрипластовых окислительных и термодинамических процессов, путем введения в горизонтальную часть обсадной колонны нагнетательной скважины забойного газогенератора и воспламенения в нем компонентов топлива: горючего с окислителем и подмешивание к продуктам сгорания предварительно подогретой воды. При этом горючее, окислитель и подогретую воду закачивают через несколько колтюбингов в забойный газогенератор. Воду закачивают при помощи насоса воды в подогреватель воды, установленный перед колтюбингом. Воспламеняют компоненты топлива в забойном газогенераторе при помощи свечи зажигания и медленно перемещают забойный газогенератор при помощи синхронной работы колтюбингов вдоль всего горизонтального участка обсадной колонны в сторону устья. Затем извлекают из нагревательной скважины забойный газогенератор. Опускают в нее колонну насосно-компрессорных труб со скважинными фильтрами в горизонтальной части обсадной колонны и осуществляют добычу из скважины жидкой фазы, газообразных фракций и легких испарившихся нефтепродуктов, разделяют и очищают их. Техническим результатом является повышение КПД процесса и обеспечение безопасности. 3 н. и 15 з.п. ф-лы, 19 ил., 2 табл.

Группа изобретений относится к области добычи трудноизвлекаемой нефти, конкретно - к добыче вязкой нефти, керогеносодержащей нефти из песчаных и глинистых пластов. Способ подогрева продуктивного нефтеносного пласта включает подачу предварительно подогретой в подогревателе, размещенном на поверхности, воды под давлением через нагнетательную скважину. Устройство для подогрева продуктивного нефтеносного пласта содержит насос с приводом, вход которого соединен с емкостью для воды, а выход через подогреватель с нагнетательной скважиной. При этом в качестве источника тепловой энергии для подогревателя используют ядерный реактор. В забое скважины установлен теплообменник, к которому при помощи двух гибких трубопроводов колюбингов присоединен контур циркуляции теплоносителя ядерного реактора. После подогрева на поверхности дополнительно подогревают воду по всей длине скважины и в забое. Техническим результатом является повышение КПД процесса. 2 н. и 3 з.п. ф-лы, 3 ил.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2015-09-20 2015-09-19T15:47:33
Наверх