Скважинный газогенератор



Скважинный газогенератор
Скважинный газогенератор
Скважинный газогенератор
Скважинный газогенератор
Скважинный газогенератор

 


Владельцы патента RU 2569382:

Болотин Николай Борисович (RU)

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.

 

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использована при разработке вязкой нефти, парафиносодержащей нефти, битумов, нефти и керогенов из песчаных и глинистых пород нефтекерогеносодержащих месторождений. Также возможна добыча нефти и газа на морских месторождениях и в условиях вечной мерзлоты.

Высоковязкая и тяжелая нефть входят в категорию трудноизвлекаемых запасов, на долю которых сегодня приходится около 36% от общих объемов добычи нефти в Российской Федерации, а по прогнозам экспертов к 2020 году этот показатель вырастет до 77% от всей добычи. Для добычи одной тонны высоковязкой или тяжелой нефти необходимо ввести в разработку от двух до пяти раз больше трудноизвлекаемых запасов и пробурить в два-пять раз больше скважин по сравнению с залежами активных запасов. Коэффициент извлечения высоковязкой и тяжелой нефти, как правило, в 2-3 раза ниже коэффициента извлечения нефти, относящейся к активным запасам.

Высоковязкая и тяжелая нефть входят в категорию трудноизвлекаемых запасов, на долю которых сегодня приходится около 36% от общих объемов добычи нефти в Российской Федерации, а по прогнозам экспертов к 2020 году этот показатель вырастет до 77% от всей добычи. Для добычи одной тонны высоковязкой или тяжелой нефти необходимо ввести в разработку от двух до пяти раз больше трудноизвлекаемых запасов и пробурить в два-пять раз больше скважин по сравнению с залежами активных запасов. Коэффициент извлечения высоковязкой и тяжелой нефти, как правило, в 2-3 раза ниже коэффициента извлечения нефти, относящейся к активным запасам.

Другим, не менее значимым вызовом для российской нефтедобывающей индустрии является организация промышленной добычи нефти из Баженовской свиты. Баженовская свита представлена нефтематеринской породой, в которой еще не завершены процессы преобразования керогена в углеводороды. Высоконефтенасыщенные глинистые отложения Баженовской свиты имеют практически повсеместное распространение в пределах Западно-Сибирской низменности на площади более 1 млн квадратных километров. Суммарные геологические запасы нефти в них оцениваются в размере от 0,8 до 2,1 триллионов тонн, а потенциал прироста извлекаемых запасов нефти оценивается в размере не менее 30-40 млрд тонн. Глубина залегания породы Баженовской свиты - 2500-3000 метров. Толщина пласта - 10-40 метров. Температура пласта - 80-130 градуса по Цельсию. В связи с тем, что порода Баженовской свиты имеет сложные емкостные и фильтрационные свойства, коэффициент извлечения нефти из пласта Баженовской свиты при его разработке традиционными способами не превышает 3-5 процентов.

Наиболее распространенными способами повышения добычи высоковязкой и тяжелой нефти являются термические паро- и парогазовые технологии.

При термической обработке нефтесодержащего пласта паром происходит снижение вязкости нефти под воздействием тепла, термическое расширение нефти, актуализация газонапорного режима, рост подвижностей и фазовых проницаемостей нефти и воды, а также внутрипластовая дистилляция остаточной нефти паром.

По сравнению с простой термической паровой технологией, термическая парогазовая технология представляется более эффективной, так как присутствие в парогазовой смеси, в основном, топочных газов и, в частности, углекислого газа оказывает положительное влияние на коэффициент вытеснения нефти, увеличивает проницаемость коллектора, предупреждает разбухание глин, дополнительно снижает вязкость нефти, а также понижает водонефтяной и паронефтяной факторы.

Применение термической парогазовой технологии предполагает использование наземных комплексов генерирования парогазовой смеси или забойных генераторов парогазовой смеси.

Известна наземная мобильная парогазогенерирующая установка УМПГ-10/16 «Дракон», разработанная «НК Роснефть-НТЦ» в партнерстве с сотрудниками ГТУ «Военмех». Известное устройство позволяет генерировать от 1,25 до 10 тонн парогазовой смеси в час. При этом возможно регулирование температуры от 150°C до 350°C. Закачиваемый в пласт рабочий агент состоит из воды (50%), азота (38%) и углекислого газа (12%).

Недостатками известной наземной мобильной парогазогенерирующей установки УМПГ-10/16 «Дракон» являются:

- значительные тепловые потери (до 30%) при передаче тепла с дневной поверхности скважины на забой при термической парогазовой обработке нефтесодержащих пластов, залегающих на глубине до 1500 метров. Более 85 процентов запасов высоковязких и тяжелых нефтей России залегают именно на глубинах от 1000 до 1500 метров;

- относительно низкая максимальная температура парогазовой смеси (до 350°C);

- невозможность использования для извлечения нефти из Баженовской свиты. Две основные причины:

1. Баженовская свита залегает на глубинах от 2500 до 3000 метров и поэтому нагнетание парогазовой смеси с поверхности на такие глубины в связи с большими тепловыми потерями представляется экономически нецелесообразной.

2. Для эффективного извлечения легкой нефти, содержащейся в породе Баженовской свиты, температура теплового воздействия должна быть не менее 300°C-350°C, а для извлечения углеводородов из керогена материнской матрицы Баженовской свиты уже необходима температура выше 400°C, так как именно при температурах свыше 400°C инициируются процессы внутрискважинного термического крекинга и пиролиза.

Известен разработанный ОАО «РИТЭК» забойный парогазогенератор, генерирующий парогазовую смесь непосредственно на забое и содержащий каналы для ввода воздуха, топливной смеси и воды, топливную форсунку, запальный узел и камеру сгорания с выходным соплом, при этом парогазогенератор дополнительно снабжен форкамерой и камерой испарения, на внутренней поверхности которой выполнены сужающие устройства с секторами сброса воды, а камера сгорания выполнена в виде двух коаксиально расположенных оболочек с возможностью перемещения относительно друг друга и образования рубашки охлаждения, а на наружной поверхности внутренней оболочки камеры сгорания выполнен многозаходный шнек (патент РФ №2316648, МПК Е21В 43/24, публикация 2008 г.).

Известный парогазогенератор способен генерировать от 1 до 4 тонн парогазовой смеси в час. Максимальная температура генерируемой известным устройством парогазовой смеси (рабочий агент) - 350°С. Максимально развиваемое известным устройством давление на забое - не более 20 МПа. Известное устройство использует монотопливо, являющееся раствором аммиачной селитры с добавлением водородосодержащих компонентов. Для сжигания монотоплива используется процесс термолиза - сжигание монотоплива при высокой температуре без участия катализатора. Для инициации процесса термолиза в камере сгорания известного устройства требуется обязательный предварительный прогрев монотоплива в течение 5-6 минут до температуры 350°C в форкамере известного устройства.

Недостатками известного забойного парогазогенератора, разработанного ОАО «РИТЭК», являются:

- относительно низкая температура генерируемой парогазовой смеси, достаточная для того, чтобы известное устройство могло бы использоваться для увеличения добычи высоковязкой и тяжелой нефти, но недостаточная для поддержания эффективного протекания процессов внутрипластового термического крекинга и внутрипластового пиролиза для извлечения нефти из керогеносодержащих пород, например, Баженовской свиты;

- относительно низкое давление парогазовой смеси, генерируемой известным устройством, достаточное для того, чтобы известное устройство могло бы использоваться для увеличения добычи высоковязкой или тяжелой нефти, залегающей, в основном, на глубинах от 1000 до 1500 метров, но недостаточное для извлечения нефти из керогеносодержащих пород Баженовской свиты, пласты которой характеризуются аномально высоким пластовым давлением до 40-45 МПа;

- относительно невысокая производительность известного устройства по сравнению с наземными парогазогенерирующими установками и проблематичность увеличения производительности известного устройства в силу невозможности увеличения габаритных размеров самого известного устройства на забое, объема камеры сжигания известного устройства и того, что сжигание топливной смеси в камере сжигания известного устройства происходит с образованием открытого пламени. Производительность известного устройства детерминирована, главным образом, объемом камеры сжигания известного устройства и количеством подаваемой топливной смеси в минуту в камеру сжигания известного устройства. В случае увеличения количества подаваемой топливной смеси в минуту в камеру сжигания известного устройства стабильность процесса факельного сжигания топливной смеси понизится вплоть до прекращения процесса факельного сжигания топлива;

- использование известным устройством только специального монотоплива (жидкая топливная смесь) и невозможность использования других жидких топливных смесей или газообразных топливных смесей на основе метана;

- необходимость обязательного предварительного нагрева монотоплива до температуры 350°C перед его подачей в камеру сгорания известного устройства;

невозможность обогащения парогазовой смеси, генерируемой известным устройством, дополнительными компонентами, например, азотом, углекислым газом, водородом и другими газами, - генерирование известным устройством парогазовой смеси с неизменным содержанием в парогазовой смеси только воды и топочных газов, образующихся в результате сжигания монотоплива;

- в составе парогазовой смеси, генерируемой известным устройством, присутствует сажа, которая образуется при факельном сжигании монотоплива и присутствие которой является нежелательным при парогазовой обработке нефтесодержащих и керогеносодержащих пластов.

Известны каталитические теплогенераторы (патенты РФ №№2124674, 2232942, 2380612), использующие для генерации тепла принцип каталитического беспламенного окисления жидких и газообразных топлив или топливных смесей, относящиеся к теплоэнергетике, и которые могут быть использованы в промышленности, сельском хозяйстве, жилищно-комунальном хозяйстве, на транспорте и других областях для автономного водяного отопления воздушного обогрева, а также горячего водоснабжения жилых и производственных помещений, зданий и сооружений.

Несмотря на все свои преимущества как специфических устройств, относящихся к теплоэнергетике и предназначенных для генерации тепла, известные каталитические теплогенераторы не могут быть непосредственно использованы для генерации парогазовой или парогазокаталитической смеси на забое скважины по следующим основным причинам:

- габаритные размеры и конструктивные особенности известных устройств не позволяют использовать их на забое скважины;

- конструкции каталитических реакторов известных устройств не предназначены для генерирования парогазовой смеси непосредственно в каталитических реакторах устройств и при непосредственном контакте катализатора с топливной смесью. Съем генерируемого в результате реакции каталитического окисления топлива тепла в известных устройствах происходит за счет использования разного рода теплообменных поверхностей или теплообменников, помещенных в каталитические реакторы известных устройств;

- конструкции известных устройств не предусматривают возможность дополнительного обогащения продуктов каталитического беспламенного сжигания топлива или топливных смесей водой, газами и наноразмерными частицами катализатора;

- конструкции каталитических реакторов известных устройств и типы катализаторов, используемых в каталитических реакторах известных устройств, предполагают минимизацию выбросов углекислого газа и окислов азота, в то время как процесс каталитического беспламенного сжигания жидких или газообразных топливных смесей в заявляемом забойном каталитическом генераторе парогазокаталитической смеси предполагает, напротив, их максимизацию в составе продуктов каталитического сжигания.

Известен также способ термохимического воздействия на пористую среду, в соответствии с которым в продуктивный пласт вместе с водой закачиваются частицы металла, через которые в свою очередь прокачивается реагент - щелочь или кислота. В результате химической экзотермической реакции происходит прогрев продуктивного пласта, для регулирования температуры которого в последующем в продуктивный пласт закачиваются потокорегулирующие реагенты (патент РФ №2399752, Е21В 43/24, публикация 2010 г.).

Недостатками известного способа является следующее:

- способ предполагает закачку в продуктивные пласты большого объема воды, что, несомненно, ведет к чрезмерному обводнению продуктивного пласта;

- способ для генерирования внутрипластовых экзотермических химических реакций предполагает использование щелочей и кислот, что усложняет и удорожает процесс термической обработки продуктивного пласта;

- способ не может быть использован для извлечения нефти из керогена, так как рабочая температура известного метода (200 градусов по Цельсию) является для этого недостаточно высокой;

- способ также имеет весьма сложный алгоритм термической обработки продуктивного пласта, заключающийся в последовательной реализации трех отдельных операций: (а) закачка воды с частицами металла, (б) прокачка реагента и (в) закачка потокорегулирующих реагентов;

- способ предполагает закачку в продуктивный пласт большого количества холодной воды и холодных потокорегулирующих реагентов, понижающих температуру продуктивного пласта, что снижает эффективность термохимического воздействия на пористую среду.

Аналогом заявляемого изобретения является способ обработки пласта, включающий спуск в скважину нагревателя, подачу газовоздушной смеси, подачу в пласт тепла сжигаемых газов, при этом в скважину спускают в качестве нагревателя каталитическую печь, осуществляют нагрев катализатора до температуры каталитического горения смеси, подачу газовоздушной смеси с содержанием метана от 2,35-4,89 и от 16-64,5 объемных процента (заявка РФ на изобретение №2004121821, E21B 43/24, публикация 2006 г.).

К недостаткам известного способа относится:

- продуктом каталитического сжигания в каталитической печи газовоздушной смеси является высокотемпературная газовоздушная смесь, которая содержит незначительное количество топочных газов. Из современного уровня техники известно, что топочные газы (углекислый газ и окислы азота) благоприятствуют повышению нефтеотдачи нефтесодержащих и/или керогеносодержащих пластов. При попадании в пласт большого количества углекислого газа и окислов азота растет коэффициент вытеснения нефти, увеличивается проницаемость коллектора, снижается вязкость нефти, понижаются водонефтяной и паронефтяной факторы, при этом присутствие указанных выше газов и их окислов в нефтесодержащих и/или керогеносодержащих пластах препятствует разбуханию глин, что особенно важно для коллекторов с высоким процентным содержанием глины, например коллекторов Баженовской свиты. Поэтому незначительное содержание топочных газов в продукте каталитического сжигания известного устройства не может привести к существенному увеличению нефтеотдачи нефтесодержащих и/или керогеносодержащих пластов и это является первым недостатком известного устройства;

Приемлемыми температурами воздействия на горную породу (например, песчаник) околоскважинного пространства являются температуры от 400 до 800 градусов по Цельсию, при которых активно развивается процесс шелушения горной породы и растет макро- и микротрещиноватость коллектора. Для получения таких температур в зоне нефтесодержащего или керогеносодержащего пласта известное устройство должно быть расположено в скважине выше и на расстоянии, как минимум, 800-1000 метров от нефтесодержащего или керогеносодержащего пласта. В этом случае вследствие тепловых потерь температура в зоне нефтесодержащего и/или керогеносодержащего пласта понизится до 700-800 градусов по Цельсию.

Известны способ и устройство для разработки труднодоступной нефти и скважинный газогенератор по патенту РФ на изобретение №2447276, МПК Е21В 43/24, опубл. 10.04.2012 г., прототип.

Этот способ включает образование рабочего агента и подачу его под давлением в нефтесодержащие пласты через нагнетательную скважину, при этом в качестве рабочего агента используют парогазокаталитическую смесь, образованную при сжигании в каталитическом реакторе жидкой или газообразной углеродсодержащей топливной смеси за счет экзотермической реакции каталитического беспламенного окисления жидких или газообразных углеродсодержащих топливных смесей, и последующем смешении полученного продукта с обогатительной смесью, содержащей катализатор для обеспечения внутрипластового термопарогазокаталитического воздействия на продуктивный пласт, отличается тем, что в качестве катализатора применен перманганат калия, растворенный в воде. Жидкая топливная смесь состоит предпочтительно из воды, метанола и перекиси водорода, при этом в качестве обогатительной смеси для получения рабочего агента используют газообразную смесь, включающую углекислый газ и азот.

Это устройство выполнено в виде баков горючего и обогатительной смеси, соединенных при помощи колтюбингов со скважинным газогенератором, установленным в обсадной колонне нагнетательной скважины и содержащим корпус, каналы топлива и обогатительной смеси, камеру сгорания и выходное сопло, отличается тем, что сопло выполнено сужающимся. Жидкая топливная смесь состоит предпочтительно из воды, метанола и

перекиси водорода, при этом в качестве обогатительной смеси для получения рабочего агента использована газообразная смесь, включающая углекислый газ и азот.

Скважинный газогенератор содержит камеру сгорания и сопло,

Недостатки: высокая стоимость оборудования, в котором в качестве катализатора используются благородные металлы: золото и платина. Кроме того, катализатор, размещенный в скважинном газогенераторе, в процессе работы покрывается слоем углерода из-за неполного сжигания топлива. Применение наночастиц только ухудшает ситуацию, так как между ними более интенсивно осаждается углерод. Все это снижает эффективность ретортинга нефтеносного пласта.

Задачи создания изобретения, совпадающие с техническим результатом: повышение КПД процесса и уменьшение стоимости оборудования за счет катализатора.

Решение указанных задач достигнуто в скважинном газогенераторе, содержащем камеру сгорания и сопло, тем, что он 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

Сущность изобретения поясняется на чертежах (фиг. 1…5), где:

- на фиг. 1 приведена схема устройства,

- на фиг. 2 приведена схема устройства с подогревом горючего,

- на фиг. 3 приведена схема устройства с подогревом обогатительной смеси,

- на фиг. 4 приведена схема устройства с подогревом горючего и обогатительной смеси,

- на фиг. 5 приведена конструкция скважинного газогенератора.

Устройство для разработки трудноизвлекаемой нефти содержит нагнетательную скважину 1, в которой установлена обсадная колонна 2, имеющая вертикальный и горизонтальный участки 3 и 4, соответственно. На всем горизонтальном участке 4 выполнена перфорация 5. В горизонтальном участке 4 обсадной колонны 2 установлен забойный газогенератор 6. В верхней части обсадной колонны 2 в устье, т.е. выше поверхности 7 породы 8, выполнен коллектор 9. Горизонтальный участок 5 выполнен в пределах нефтеносного пласта 10.

Устройство имеет следующее оборудование, установленное на поверхности 7 (фиг. 1): бак горючего 11, трубопровод горючего 12, клапан 13, насос горючего 14, колтюбинг горючего 15 и гибкий трубопровод горючего 16.

Кроме того, на поверхности 7 (фиг. 1) установлены бак обогатительной смеси 17, трубопровод обогатительной смеси 18, клапан 19, насос обогатительной смеси 20, колтюбинг горючего 21 и гибкий трубопровод обогатительной смеси 22. Обогатительная смесь содержит перекись водорода от 5% до 80% и воду. Возможна добавка и других наполнителей: окиси углерода, азота и т.д.

Гибкие трубопроводы горючего 16 и обогатительной смеси 22 соединены со скважинным газогенератором 6 и размещены в полости 23 обсадной колонны 2.

В баке горючего 11 установлено перемешивающее устройство 24 с приводом 25 для перемешивания катализатора (пермангагата калия) в горючем до молекулярного уровня.

Скважинный газогенератор 6 предназначен для проведения реакции перекиси водорода на катализаторе и сжигании горючего в образовавшемся продукте. Возможна схема с подогревом горючего в подогревателе 26 (фиг. 2). Возможна схема с подогревом обогатительной смеси в подогревателе 27 (фиг. 3). Возможна схема с подогревателями горючего 26 и окислителя 27 (фиг. 4).

Нефть добывают из добывающей скважины 28 при помощи эксплуатационной колонны 29, на устье которой находится коллектор 30, к которому присоединен вход насоса 31. Выход из насоса 31 соединен с нефтепроводом 32.

На фиг. 5 приведена конструкция скважинного газогенератора 6. Скважинный газогенератор 6 содержит корпус 33 в виде трубы, внутри которой с зазором 34 установлены камера сгорания 35 и сопло 36. Сопло 36 выполнено коническим и сужающимся.

Кроме того, скважинный газогенератор 6 содержит со стороны, противоположной соплу 36, навинченную по резьбе 37 муфту 38. В муфту 38 по резьбе 39 установлена головка 40 конической формы. Головка 40 уплотнена уплотнением 41. Между головкой 40 и камерой сгорания 35 установлены две герметичные радиальные перегородки 42 и 43, образующие три полости: внутреннюю полость 44 камеры сгорания 35, среднюю полость 45 и верхнюю полость 46. В верхнюю полость 46 введен гибкий трубопровод обогатительной смеси 22, а в среднюю 45 - гибкий трубопровод горючего 16. В головке 40 установлены форсунки горючего 47 и форсунки обогатительной смеси 48.

РАБОТА УСТРОЙСТВА

При работе в бак горючего 17 добавляют катализатор (перманганат калия) и перемешивают его при помощи перемешивающего устройства 24 с горючим.

После этого открывают клапаны 13 и 19 и горючее и обогатительная смесь подаются по гибким трубопроводам 16 и 22 в камеру сгорания 35 скважинного газогенератора 6 (фиг. 1).

При контакте с катализатором обогатительная смесь, содержащая перекись водорода, разлагается с выделением тепла. Горючее воспламеняется в этой смеси, содержащей избыток водорода, и дополнительно выделяется тепловая энергия. Вода и другие компоненты обогатительной смеси уменьшают температуру процесса до предельно допустимой: 500…800°C.

Происходит подогрев грунта в нефтеносном пласту 10, подогрев вязкой нефти и испарение легких фракций нефти.

Нефть добывают из добывающей скважины 28 эксплуатационной колонны 29 при помощи насоса 31. Нефть после очистки и сепарации передается в нефтепровод 32 и далее к потребителю.

В случае применения подогревателей 26 и 27 (фиг. 2…4) подводится значительное количество тепла к горючему и/или к обогатительной смеси. Это позволит уменьшить расход горючего к скважинному газогенератору 6.

Применение группы изобретений позволило:

1. Увеличить полноту сгорания топлива в скважинном газогенераторе практически до 100%, полностью исключив попадание окислителя (кислорода) в нефтеносный пласт, и исключить взрывы из-за накопления кислорода и его вступления в реакцию с углеводородами.

2. Подвести максимально возможное количество энергии в нагревательную скважину, при этом потратив на эту энергию минимум экономических затрат.

3. Повысить эффективность катализатора за счет его постоянного ввода в молекулярном состоянии в зону горения.

4. На участке разработки с использованием предлагаемого метода достигается нефтеотдача 65%. Таким образом, оптимально значение соотношения компонентов топлива и водотопливное соотношение позволило получить большую нефтеотдачу по сравнению с прототипом. Способ позволяет добывать трудноизвлекаемые нефтепродукты: битумы, сланцевую нефть и керогеносодержащие нефти за счет подогрева нефтеносного пласта до относительно высоких температур.

5. Уменьшить время прогрева нефтеносного пласта до 250°C в 15…20 раз по сравнению с прототипом.

6. Использовать для скважинного газогенератора несамовоспламеняющиеся компоненты топлива за счет применение унитарного топлива - перекиси водорода.

7. Отказаться от геофизического кабеля для управления моментом воспламенения в камере сгорания скважинного газогенератора.

Скважинный газогенератор, содержащий корпус, камеру сгорания и сопло, отличающийся тем, что он 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.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к области добычи трудноизвлекаемой нефти, конкретно - к добыче вязкой нефти, керогеносодержащей нефти из песчаных и глинистых пластов.

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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - ускорение восстановления фильтрационных свойств призабойных зон нефтегазовых скважин, нарушенных в процессе эксплуатации.

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.

Группа изобретений относится к области добычи трудноизвлекаемой нефти, конкретно - к добыче вязкой нефти, керогеносодержащей нефти из песчаных и глинистых пластов.

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.

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 способам и системам для добычи углеводородов, водорода и/или других продуктов из различных подземных пластов. Способ нагрева подземного пласта характеризуется тем, что вводят расплавленную соль в первый канал нагревателя типа «труба в трубе» в первом месте.

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано при освоении и эксплуатации месторождений, расположенных в зоне многолетнемерзлых пород.

Группа изобретений относится к системам и способам для добычи продукции из подземных пластов. Способ нагрева подземного пласта включает подведение тепла от множества нагревателей по меньшей мере к одному участку подземного пласта путем циркуляции теплопереносящей текучей среды через по меньшей мере один трубопровод по меньшей мере в одном из указанных нагревателей.

Группа изобретений относится к способу и системам регулирования температуры текучих сред, добываемых из коллектора для предотвращения перегрева смежного геологического пласта.

Изобретение относится к газовой и нефтяной промышленности и может быть использовано при освоении северных месторождений, а также при контроле теплоизолирующей способности конструкций скважин, смыкания ореолов протаивания многолетнемерзлых пород (ММП) на соседних скважинах куста разрабатываемых месторождений.

Изобретение относится к подводным устьевым устройствам, обеспечивающим проведение потока углеводородов из нефтяной и/или газовой скважины. Техническим результатом является снижение требований к подводному устьевому оборудованию в отношении стойкости к механическим воздействиям в сочетании с повышенными температурами, исключая тем самым использование дорогостоящих компонентов.
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Способ включает обустройство месторождения криогенной установкой, обустройство возмущающей и добывающей (добывающих) скважин и вызов притока к добывающей скважине путём создания депрессии через возмущающую скважину. Депрессия создается при циркуляции через ствол скважины охлаждающего агента, за счёт чего происходит охлаждение пласта и содержащегося в его порах пластового флюида. Так происходит активное сжатие углеводородов вокруг возмущающей скважины. Технический результат заключается в повышении эффективности разработки месторождений.
Наверх