Способ термохимической обработки призабойной зоны


 


Владельцы патента RU 2566157:

Общество с ограниченной ответственностью "БИНОТЕК" (RU)

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.

 

Заявляемое техническое решение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для восстановления фильтрационных свойств призабойной зоны пласта (ПЗП), нарушенных в процессе эксплуатации.

Тепловые методы интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи считаются наиболее перспективными. Их широкому распространению препятствует дороговизна наземного оборудования для обеспечения теплоносителем и неподготовленность подавляющего большинства действующего фонда скважин к термическим напряжениям, возникающим при проведении обработок традиционными методами.

Выход из создавшегося противоречия может быть найден при использовании энергии химических реакций, реализуемых локально непосредственно в обрабатываемом интервале. Одно из возможных решений - способ термохимической обработки призабойной зоны пласта, включающий последовательную закачку в пласт химических реагентов, соляной кислоты и ввод в призабойную зону пласта до и после закачки соляной кислоты воздуха, отличающийся тем, что в качестве химического реагента используют водный раствор карбамида, а до и после закачки раствора карбамида вводят пар или паровоздушную смесь, причем раствор карбамида вытесняют впласт паром или паровоздушной смесью (Пат. РФ №2030568, Е21В 43/24, Е21В 43/27).

Другим перспективным направлением являются попытки использования энергии взаимодействия щелочных и щелочноземельных металлов с пластовой водой или специально вводимых растворов. Так, например, Патент РФ 2132943, кл. Е21В 43/25 предполагает спуск в скважину герметичного контейнера, заполненного химически активным веществом, расположение его напротив выбранного для воздействия интервала призабойной зоны скважины, нарушение герметичности контейнера, введение в термохимическую реакцию химически активного вещества для образования реагента и продавку его в продуктивный коллектор, отличающийся тем, что в качестве активного вещества для образования нагретого реагента-щелочи при взаимодействии со скважинной жидкостью используют натрий, продавку нагретого реагента-щелочи в продуктивный коллектор осуществляют за счет энергии термохимической реакции между натрием и скважинной жидкостью, а массу химически активного вещества выбирают из расчета 1-3 кг на метр выбранного для взаимодействия интервала призабойной зоны, продуктивный коллектор которой сложен карбонатными и/или терригонными отложениями. Близкое по сути техническое решение (Патент РФ 2135761, кл. Е21В 43/27) отличается от представленного выше тем, что щелочной металл завалъцован в алюминиевые трубки для изоляции от скважинной жидкости (по видимому, на период спуска), перфорированный контейнер опускают на забой, прокачивают по колонне насосно-компрессорных труб кислотный раствор, проводят технологическую задержку до разрушения алюминиевых трубок в кислоте, при этом контактирование скважинной жидкости со щелочным металлом проводят в кислотной жидкости.

Оба технических решения трудновыполнимы на практике. В первом из них проблемы с доставкой и сохранностью натрия перед загрузкой в герметичный контейнер. Во втором случае транспортная проблема снята, но возникает другая - натрий в завальцованных алюминиевых трубках долго недоступен для кислотной жидкости из-за низкой скорости растворения алюминия в кислых средах. Известен также способ обработки призабойной зоны скважины, включающий спуск на забой скважины на колонне насосно-компрессорных труб НКТ перфорированного контейнера с размещенными в нем герметизированными капсулами, заполненными щелочным, щелочноземельным металлом или сплавом на его основе, доставку на забой скважины кислотного раствора, заполнение перфорированного контейнера и затрубного пространства на забое скважины кислотным раствором, проведение технологической выдержки до разрушения оболочки герметизированных капсул кислотным раствором, контактирование скважинной жидкости со щелочным, щелочноземельным металлом или сплавом на его основе в кислотной скважинной жидкости и задавку продуктов реакции в призабойную зону скважины, отличающийся тем, что в качестве герметизированных капсул используют составные или цельные капсулы с центральным отверстием, при закладке герметизированных капсул в перфорированный контейнер формируют колонну герметизированных капсул в виде трубы, колонну герметизированных капсул устанавливают на расстоянии от дна контейнера с обеспечением возможности прохождения жидкости между дном контейнера и нижней частью колонны герметизированных капсул, а при заполнении перфорированного контейнера и затрубного пространства на забое скважины кислотным раствором организуют поток кислотного раствора через центральные отверстия колонны герметизированных капсул, между дном контейнера и нижней частью колонны герметизированных капсул и между герметизированными капсулами и стенками перфорированного контейнера (Пат. РФ №2182658, Е21В 43/27).

К недостаткам способа следует отнести пассивирование процесса взаимодействия за счет инверсии эмульсии в зоне реакции из системы «масло в воде» в систему «вода в масле» на месторождениях с высоким содержанием парафинов в нефти.

Наиболее близким аналогом, принятым за прототип, признан способ термохимической обработки призабойной зоны скважины, включающий доставку гидрореагирующих металлов - натрия в алюминиевых стаканах, помещенных в контейнере, и инициирование процесса взаимодействия гидрореагирующих металлов с водными растворами в интервале перфорации, отличающийся тем, что в нефтегазодобывающей скважине с эмульгированным шламом в зоне реакции от интенсивной деструкции асфальтосмолистых и парафиногидратных образований процесс обработки ведут в режиме повторяющихся циклов: доставка натрия и алюминия в герметичном контейнере на забой скважины, инициирование реакции этих металлов, выдержка, подъем контейнера с прерыванием циклов промывкой забоя водой с исключением образования в реакционном объеме эмульсии типа “вода в масле”, при этом в качестве контейнера для доставки гидрореагирующих металлов используют корпус кумулятивного геофизического перфоратора с детонатором и отверстиями по боковой поверхности, закрытыми заглушками с возможностью их сброса взрывом детонатора, а необходимость промывки забоя определяют при очередном подъеме контейнера по неполноте растворения алюминиевых стаканов смесью (Пат. РФ №2301330, Е21В 43/27). К недостаткам прототипа следует отнести высокую трудоемкость и длительный вывод скважины из режима эксплуатации при высоком содержании асфальтенов и смол в нефтях. Обусловлено это тем, что промывку забоя можно качественно реализовать только после монтажа НКТ в скважине или использования колтюбинга.

Задачей изобретения является сокращение трудоемкости и времени вывода скважины из режима штатной эксплуатации.

Поставленная задача достигается тем, что 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 используется нисходящий поток, создаваемый в НКТ специальным насосом, расположенным па 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.

При этом обработку ведут в режиме повторяющихся циклов до достижения максимального значения профиля притока из скважины.

Сущность заявляемого способа состоит в том, что для его реализации не надо терять время на спуск НКТ для удаления продуктов реакции из обрабатываемого интервала. Достаточно перевести струйный насос в режим откачки из под пакерного пространства, откачать из скважины отработанные шламы и исключить вероятность пассивации натрия при инверсии системы из «масло в воде» в «воду в масле».

Пример 1. Для реализации способа использован струйный насос УГИС с депрессионной вставкой и гидрореагирующие элементы (ГРЭЛ) в виде цилиндрических стаканов, диаметром 45 мм, толщина стенки 0,5 мм, активная масса которых - натрий металлический изолирован при помощи растворяемой в щелочном растворе мембраны. Струйный насос с пакером на НКТ монтируется в скважине выше интервала обработки, для создания давления рабочей среды используется насос Ц-320. Расчетное количество ГРЭЛ вводится в НКТ через устьевой лубрикатор и продавливается через струйный насос в интервал обработки. Для инициирования реакции в интервал обработки прокачивается раствор щелочи. Скважина пакеруется и ставится на технологическую выдержку. После технологической выдержки бросается депрессионная вставка, насос запускается в режиме депрессии на пласт.

Пример 2. После реализации первого цикла, который заканчивается регистрацией профиля притока и контроля за рН промывного раствора в том же порядке осуществляется второй и последующие циклы. Циклограммы затрат времени для достижения эквивалентного эффекта по сравнению с прототипом представлены на фиг 1. Δ - профиль притока в заявляемом способе, ◊ - профиль притока по прототипу.

Таким образом, при реализации заявляемого способа на скважинах, осложненных повышенным содержанием асфальто-смолистых и парафиногидратных отложений, общее время обработки ПЗП для достижения максимального эффекта по профилю притока значительно сокращается.

1. Способ термохимической обработки призабойной зоны скважины в режиме повторяющихся циклов: доставка натрия в алюминиевых герметичных стаканах на забой скважины, инициирование реакции этих металлов, выдержка, отличающийся тем, что для доставки натрия в алюминиевых герметичных стаканах используется нисходящий поток воды, создаваемый в насосно-компрессорных трубах НКТ 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.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что обработку ведут в режиме повторяющихся циклов до достижения максимального значения профиля притока из скважины.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке месторождений нефти и/или битума с использованием внутрипластового горения.

Группа изобретений относится к извлечению смеси углеводородов и, в частности, смеси тяжелых углеводородов из подземного пласта путем внутрипластового горения с использованием обогащенного кислородом газа.

Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - повышение флюидоотдачи пласта и добычи углеводородных энергоносителей.

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.

Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - повышение флюидоотдачи пласта, в том числе высоковязких нефтей и битумов.

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.
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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи нефтяной залежи.
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.

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.

Изобретение относится к области добычи трудноизвлекаемой нефти, конкретно - к добыче вязкой нефти, керогеносодержащей нефти из песчаных и глинистых пластов. Скважинный газогенератор содержит корпус, камеру сгорания и сопло. При этом газогенератор содержит со стороны, противоположной соплу, головку конической формы, в которой выполнены две радиальные перегородки, образующие три полости: полость горючего, полость обогатительной смеси и полость камеры сгорания. Техническим результатом является повышение КПД процесса и обеспечение безопасности. 5 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к добыче высоковязкой нефти из низкотемпературного пласта, расположенного в зоне повсеместного распространения многолетнемерзлых пород посредством системы нефтяных добывающих и нагнетательных скважин. Технический результат - повышение эффективности вытеснения нефти из пласта при сокращении времени на подготовку добываемой продукции без обезвоживания и разгазирования. Способ включает вытеснение нефти из нефтяного пласта по нагнетательной скважине и добычу вытесненной нефти по добывающим скважинам. При этом нагнетательную скважину выполняют горизонтальной и располагают ее в центральной части нефтяного пласта. Добывающие скважины располагают параллельно горизонтальному участку ствола нагнетательной скважины с боков, сверху и снизу, образуя сферически-цилиндрическую зону дренирования залежи. Скважины оборудуют лифтовыми колоннами из насосно-компрессорных труб, расположенными во внутренней полости эксплуатационной колонны. Верхнюю часть эксплуатационной колонны, перекрывающую зону многолетнемерзлых пород, выполняют из теплоизолированных труб. Лифтовые колонны над кровлей нефтяного пласта оборудуют пакерами и циркуляционными клапанами. Затрубные пространства скважин заполняют незамерзающей теплоизолирующей надпакерной жидкостью. Теплоизоляцию труб и надпакерную жидкость в добывающих скважинах обеспечивают из условия устранения растепления многолетнемерзлых пород, а также устранения парафиносмолистых отложений и гидратообразований. Нижнюю часть лифтовой колонны, расположенную в горизонтальном участке ствола скважины, выполняют со сквозными отверстиями, а нижнюю часть эксплуатационной колонны, расположенной в горизонтальном участке ствола скважины перфорируют с возможностью взаимодействия между собой при закачивании через нагнетательную скважину в нефтяной пласт вытесняющего агента. Этот агент подогревают до температуры, не превышающей температуру нефтяного пласта. 3 ил., 3 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяных и газовых месторождений. Технический результат - повышение эффективности разработки нефтяных месторождений, а также сокращение энергозатрат. По способу осуществляют внутрискважинную перекачку воды из нижележащего водоносного пласта в вышележащий продуктивный пласт по нагнетательной скважине. Нижележащий обводненный пласт выбирают с температурой не ниже вышележащего продуктивного пласта. Размещают скважины на выделенном участке разработки залежи кустовым методом. Фонд нагнетательных скважин разделяют на пассивные скважины для поддержания пластового давления вышележащего продуктивного пласта за счет капиллярного вытеснения и активные скважины. Количество последних - вдвое меньше количества пассивных скважин. Активные скважины предназначены для закачки воды в нижележащий обводненный пласт. В пассивной нагнетательной скважине перфорируют нижележащий обводненный пласт и вышележащий продуктивный пласт. В активной нагнетательной скважине перфорируют нижележащий обводненный пласт. Через активную нагнетательную скважину производят закачку воды в нижележащий обводненный пласт. Перепадом давления в нижележащем обводненном пласте обуславливают движение пластовой воды в сторону пассивной нагнетательной скважины с перфорированными нижележащим и вышележащим пластами. При этом осуществляют поддержание пластового давления в нижележащем обводненном пласте. За счет перепада давления в вышележащем продуктивном пласте пластовый флюид перемещают в сторону добывающей скважины. Отбор пластового флюида из продуктивного пласта осуществляют через добывающую скважину. 9 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяных залежей. Технический результат - повышение эффективности эрлифта и обеспечение возможности контроля давления и температур. Система для откачки пластового флюида содержит не менее двух скважин. Каждая из этих скважин оборудована двумя насосно-компрессорными трубами - НКТ, соединенными каналами гидродинамической связи. Нагнетательная скважина предназначена для закачивания по одному ее каналу раствора селитры, а по другому ее каналу - инициатора разложения селитры с возможностью прогрева продуктами экзотермической реакции каналов гидродинамической связи и окисления нефти в пласте. Добывающая скважина предназначена для контроля окисления нефти в пласте по выходу углекислого газа. Кроме того, нагнетательная скважина обеспечена возможностью прекращения экзотермической реакции и прокачки воздуха по каналам гидродинамической связи с обеспечением эрлифта и фонтанирования пластового флюида в добывающей скважине и возможности контроля гидродинамической связи между скважинами, температуры, мощности эрлифта и безопасности работ. Для этого в нагнетательной скважине на внешней НКТ установлен пакер, а по внутренней НКТ проложен кабель, соединяющий датчики давления и температуры, установленные около пакера и ниже него. В добывающей скважине установлены упомянутые датчики на выходе из НКТ и обеспечена возможность контроля состава выходящих газов. 1 ил.

Группа изобретений относится к способам и устройствам для нагрева углеводородов в подземном коллекторе. Способ нагревания подземной зоны включает создание полости для размещения подземного нагревательного устройства. При этом указанное подземное нагревательное устройство включает: корпус трубопровода сгорания, ограничивающий трубопровод сгорания; по меньшей мере две камеры сгорания; по меньшей мере один трубопровод для подачи топлива; по меньшей мере один трубопровод для подачи кислорода и выпуск для выпуска газообразного продукта горения. При этом по меньшей мере две камеры сгорания расположены внутри корпуса трубопровода сгорания. Трубопровод для подачи топлива предназначен для подачи горючего топлива по меньшей мере в одну камеру сгорания. Трубопровод для подачи кислорода предназначен для подачи кислорода по меньшей мере в одну камеру сгорания. Причем расстояние между камерами сгорания составляет по меньшей мере 304,8 м (1000 футов) и теплотворная способность составляет по меньшей мере 3,6·106 кДж в час (3,41·106 БТЕ в час). Устанавливают подземное нагревательное устройство внутри полости. Эксплуатируют подземное нагревательное устройство. Техническим результатом является повышение эффективности добычи углеводородов. 3 н. и 7 з.п. ф-лы, 1 ил.

Группа изобретений относится к области добычи нефти и газа, конкретно - к добыче вязкой нефти, парафиносодержащей нефти, керогеносодержащей нефти из песчаных и глинистых пластов. Также возможна добыча нефти и газа на морских месторождениях и в условиях вечной мерзлоты. Способ разработки месторождений вязкой нефти включает создание в пласте зоны внутрипластового высокого давления путем введения в нагнетательную скважину предварительно подогретой воды и откачку добываемого продукта из эксплуатационной колонны, установленной в разрабатываемом месторождении. При этом воду подогревают до критической температуры. Устройство для разработки месторождения вязкой нефти содержит эксплуатационную колонну, бак воды, насос воды, подогреватель воды, подсоединенный к выходу насоса. При этом выход подогревателя соединен нагнетательным трубопроводом с нагнетательной скважиной. Причем нагнетательный трубопровод соединен с обсадной колонной нагнетательной скважины или с гибким трубопроводом колтюбинга, а подогреватель воды содержит форсунку. Эксплуатационная колонна соединена трубопроводом с входом в сепаратор, имеющий три выхода, первый - для нефти, второй для воды и третий для газа, при этом третий выход сепаратора соединен с форсункой. Техническим результатом является упрощение схемы и конструкции устройства, повышение КПД процесса и обеспечение безопасности. 3 н. и 7 з.п. ф-лы, 13 ил., 1 табл.

Группа изобретений относится к топливно-энергетическому комплексу и может быть использована для добычи трудноизвлекаемой, преимущественно сланцевой, нефти. Технический результат - упрощение операций по гидроразрыву пласта и обеспечение возможностей их совмещения во времени с процессом добычи нефти и проведением мероприятий по увеличению нефтеотдачи пласта в рамках одной дренирующей системы. Способ включает капитальные горные работы по вскрытию нефтегазоносной сланцевой залежи шахтными стволами и подземными горно-подготовительными выработками, скважины с горизонтальными участками, размещенными между кровлей и подошвой продуктивного сланцевого пласта, эксплуатационные работы по скважинной добыче сланцевой нефти с использованием гидроразрыва пласта и стимулирования притока к скважинам пластовых флюидов физико-химическими воздействиями на продуктивный пласт. Гидроразрыв и стимулирование притока продукции скважин осуществляют через скважины-шпуры малого диаметра. Эти скважины бурят по пласту из подземных горно-подготовительных выработок. Продукцию добычных скважин разделяют в подземных условиях в околоствольном дворе на сланцевую нефть и сланцевый газ. Сланцевый газ разделяют на сухой отбензиненный газ и широкую фракцию легких углеводородов. Сухой отбензиненный газ, содержащий в основном газ метан, выдают по стволовому газопроводу на дневную поверхность и используют для генерации электрической и тепловой энергии и поставки внешним потребителям. Широкую фракцию углеводородов, содержащую главным образом пропанобутановую составляющую - смесь, сжижают в подземных условиях и нагнетают по скважинам-шпурам малого диаметра в продуктивный пласт при проведении операций гидроразрыва пласта и для поддержания в нем пластового давления. Гидроразрыв продуктивного пласта производят также из скважин-шпуров малого диаметра путем нагнетания в зону гидроразрыва сжиженного метана или жидкого азота, которые подают по криогенному стволовому трубопроводу с дневной поверхности. 2 н.п. ф-лы, 5 пр., 6 ил.

Группа изобретений относится к добыче углеводородов из подземных пластов. Технический результат - повышение качества добываемых углеводородов, снижение тепловых потерь при использовании пара. Способ поставки тепловой энергии в горизонтальный ствол скважины, расположенный в подземном пласте, через соединенный с ним вертикальный канал, включает: нагрев теплопередающей среды в нагревателе, расположенном на поверхности, до температуры в интервале от температуры, которая превышает 700°F (370°C), и до температуры, равной 1150°F (620°C), закачивание теплопередающей среды из нагревателя в вертикальный канал и вниз по внутренней первой колонне концентрических колонн к теплообменнику, расположенному в горизонтальном стволе скважины и вверх из теплообменника к поверхности по второй колонне концентрических колонн, и выработку пара в горизонтальном стволе скважины путем подачи питательной воды с поверхности в вертикальный канал по третьей колонне концентрических колонн к паровой камере, расположенной в горизонтальном стволе скважины, отделенной пакерами и содержащей указанный теплообменник, причем труба теплообменника передает тепло от теплопередающей среды к питательной воде, впрыскивая питательную воду в пар в паровой камере, чтобы вызвать нагрев подземного пласта с помощью тепловой энергии, добавленной паром из паровой камеры. 3 н. и 12 з.п. ф-лы, 8 ил.
Наверх