Способ добычи высоковязкой нефти из нефтяной залежи, расположенной в зоне многолетнемерзлых пород



Способ добычи высоковязкой нефти из нефтяной залежи, расположенной в зоне многолетнемерзлых пород
Способ добычи высоковязкой нефти из нефтяной залежи, расположенной в зоне многолетнемерзлых пород
Способ добычи высоковязкой нефти из нефтяной залежи, расположенной в зоне многолетнемерзлых пород

 


Владельцы патента RU 2570586:

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) (RU)

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 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.

На севере Западной Сибири расположены нефтяные залежи высоковязкой нефти. Помимо того, что нефть по своему составу трудноизвлекаема, она дополнительно размещена в зоне повсеместного распространения многолетнемерзлых пород, что накладывает на ее добычу дополнительные сложности, связанные с предотвращением растепления мерзлоты и смятием эксплуатационной колонны при замораживании и размораживании мерзлых пород, окружающих скважину. Обычно такие залежи имеют небольшую толщину пласта с подстилающей его подошвенной водой и газовой шапкой. Поэтому такую нефть чаще всего вытесняют подогретой водой, закачиваемой в пласт через нагнетательные скважины, а добычу осуществляют через добывающие скважины [Антониади Д.Г. Теория и практика разработки месторождений с высоковязкими нефтями. - Краснодар: Советская Кубань, 2004. - 336 с.].

Известен способ добычи высоковязкой нефти из пласта через систему горизонтальных нагнетательных скважин, расположенных выше газонефтяного контакта, и горизонтальных добывающих скважин, расположенных ниже водонефтяного контакта [Патент РФ 2439308, МПК E21B 43/24 (2006.01), опубл. 10.01.2012].

Недостатком известного способа является то, что вместе с закачиваемым через нагнетательную скважину, расположенной в газовой шапке, агентом в добывающую скважину будет поступать газ, прорывая закачиваемый вытесняющий агент и оттесняя его от добывающей скважины, препятствуя продвижению нефти к добывающей скважине. Помимо этого размещение горизонтального ствола добывающей скважины ниже водонефтяного контакта влечет за собой попадание подошвенной воды в вытесняемую нефть, обводняя продукцию, а значит понадобятся дополнительные работы на обезвоживание нефти.

Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является разработка конструкции куста скважины, обеспечивающей добычу высоковязкой нефти из пласта без обезвоживания.

При осуществлении заявляемого технического решения поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в повышении эффективности вытеснения нефти из пласта при сокращении времени на подготовку добываемой продукции без обезвоживания и разгазирования.

Технический результат достигается тем, что в способе добычи высоковязкой нефти из нефтяной залежи, расположенной в зоне многолетнемерзлых пород, включающем вытеснение нефти из нефтяной залежи по нагнетательной скважине, а добычу вытесненной нефти по добывающим скважинам, особенностью является то, что указанную нагнетательную скважину выполняют горизонтальной, располагают в центральной части нефтяного пласта, а добывающие скважины располагают параллельно горизонтальному участку ствола нагнетательной скважины с боков, сверху и снизу, образуя сферически-цилиндрическую зону дренирования залежи, при этом указанные скважины оборудуют лифтовыми колоннами из насосно-компрессорных труб, расположенными во внутренней полости эксплуатационной колонны, верхнюю часть которых, перекрывающую зону многолетнемерзлых пород, выполняют из теплоизолированных труб, лифтовые колонны над кровлей нефтяного пласта оборудуют пакерами и циркуляционными клапанами, а затрубные пространства скважин заполняют незамерзающей теплоизолирующей надпакерной жидкостью, при этом теплоизоляцию труб и надпакерную жидкость в добывающих скважинах обеспечивают из условия устранения растепления многолетнемерзлых пород, а также устранения парафиносмолистых отложений и гидратообразований, причем 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 путем закачивания через нагнетательную скважину в нефтяной пласт вытесняющего агента, подогретого до температуры, не превышающей температуру нефтяного пласта.

Благодаря нахождению нагнетательной и добывающих скважин в одной нефтяной залежи и их расположению с образованием сферически-цилиндрической зоны дренирования залежи повышается эффективность вытеснения высоковязкой нефти из залежи без дополнительных работ по подготовке нефти к транспорту и необходимости обезвоживания либо разгазирования добытой из залежи нефти.

Заявляемое техническое решение поясняется чертежами, где на фиг. 1 изображена система скважин, на фиг. 2 - то же, поясняющая сферическое расположение нагнетательной и добывающих скважины, на фиг. 3 - нагнетательная скважина, входящая в систему скважин.

Способ добычи высоковязкой нефти из нефтяной залежи, расположенной в зоне многолетнемерзлых пород осуществляют следующим образом.

В залежи с трудноизвлекаемыми запасами высоковязкой нефти бурят систему скважин, содержащую горизонтальную нагнетательную скважину 1 и рядом расположенные с нею сверху, снизу и с боков горизонтальные добывающие скважины 2, 3, 4, 5. Скважины размещены в зоне повсеместного распространения многолетнемерзлых пород 6. Горизонтальные участки стволов добывающих скважин 2, 3, 4, 5 располагают в одной нефтяной залежи 7 параллельно горизонтальному участку ствола нагнетательной скважины 1 с боков, сверху и снизу, условно образуя псевдосферическое объемное сооружение - сферически-цилиндрическую зону дренирования залежи, на расстоянии 500 м между собой (друг от друга).

Скважины оборудуют лифтовыми колоннами 8 из насосно-компрессорных труб, верхнюю часть которых, перекрывающую зону многолетнемерзлых пород 6, выполняют из теплоизолированных труб 9. Наличие теплоизолирующих труб и надпакерной жидкости в добывающих скважинах обеспечивает помимо устранения растепления многолетнемерзлых пород добычу вязкой нефти в подогретом состоянии без образования парафиносмолистых отложений и гидратообразований.

Лифтовые колонны 8 над кровлей нефтяного пласта 7 оборудуют пакерами 10 и циркуляционными клапанами (не показаны). Затрубные надпакерные пространства скважин, размещенные между лифтовыми колоннами 8 и эксплуатационными колоннами 11, заполняют незамерзающей теплоизолирующей надпакерной жидкостью 12.

Нижнюю часть лифтовой колонны 8, расположенную в горизонтальном участке ствола скважины, выполняют со сквозными отверстиями. Нижнюю часть эксплуатационной колонны, расположенной в горизонтальном участке ствола скважины, перфорируют с образованием перфорационных отверстий 13 с возможностью взаимодействия между собой путем закачивания через нагнетательную скважину вытесняющего агента.

Через нагнетательную скважину 1 в нефтяной пласт 7 закачивают вытесняющий агент 14, например воду, подогретую до температуры, не превышающей температуру нефтяного пласта 7. Вытесняющий агент 14 продавливают через перфорационные отверстия 13, выполненные в эксплуатационной колонне 11 нагнетательной скважины 1, в нефтяной пласт 7 и далее через нефтяной пласт 7 до перфорационных отверстий 13, выполненных в эксплуатационных колоннах 11 добывающих скважин 2, 3, 4, 5. При этом вытесняющий агент 14 вытесняет своим условно сферическим фронтом 15 высоковязкую нефть 16, расположенную в зоне пласта 7 между нагнетательной и добывающими скважинами.

Вытесненная из нефтяного пласта 7 высоковязкая нефть 16 поступает через лифтовые колонны 8 добывающих скважин 2, 3, 4, 5 на дневную поверхность фонтанирующим способом либо механизированным способом, осуществляя тем самым добычу высоковязкой нефти.

Теплоизолированные трубы 9 перекрывают зону многолетнемерзлых пород 6, предотвращают растепление этих пород, так как через них не передается температура подогретого вытесняющего агента 14.

Незамерзающая теплоизолирующая надпакерная жидкость 12, находящаяся в затрубном пространстве между лифтовой 8 и эксплуатационной 11 колоннами также обеспечивает сохранность многолетнемерзлых пород 6 и, кроме того, предотвращает теплопередачу закачиваемого вытесняющего агента 14 в прилегающие горные породы, обеспечивая сохранность температуры вытесняющего агента 14.

Пример реализации.

Пример №1. Нефтяной пласт разбуривают системой скважин, содержащей горизонтальную нагнетательную скважину диаметром эксплуатационной колонны 168 мм и горизонтальные добывающие скважины диаметром эксплуатационной колонны 168 мм. Скважины размещают в зоне повсеместного распространения многолетнемерзлых пород. Горизонтальные участки стволов скважин расположены в одном нефтяном пласте на расстоянии 500 м между собой. Скважины оборудованы лифтовыми колоннами диаметром 114 мм из насосно-компрессорных труб, верхняя часть которых, перекрывающая зону многолетнемерзлых пород, выполнена из теплоизолированных труб типоразмера 127/114. Лифтовые колонны над кровлей нефтяного пласта оборудованы пакерами типоразмера 168/114-21, а затрубные пространства скважин заполнены незамерзающей теплоизолирующей надпакерной жидкостью. Устья скважин размещены на одном кусте с расстоянием 20 м друг от друга. Горизонтальные участки скважин проперфорированы с образованием перфорационных отверстий.

Пример №2. Нефтяной пласт разбуривают системой скважин, содержащей горизонтальную нагнетательную скважину диаметром эксплуатационной колонны 146 мм и горизонтальные добывающие скважины диаметром эксплуатационной колонны 146 мм. Скважины размещают в зоне повсеместного распространения многолетнемерзлых пород. Горизонтальные участки стволов скважин расположены в одном нефтяном пласте на расстоянии 500 м между собой. Скважины оборудованы лифтовыми колоннами диаметром 89 мм из насосно-компрессорных труб, верхняя часть которых, перекрывающая зону многолетнемерзлых пород, выполнена из теплоизолированных труб типоразмера 114/89. Лифтовые колонны над кровлей нефтяного пласта оборудованы пакерами типоразмера 146/89-35, а затрубные пространства скважин заполнены незамерзающей теплоизолирующей надпакерной жидкостью. Устья скважин размещены на одном кусте с расстоянием 30 м друг от друга. Горизонтальные участки скважин проперфорированы с образованием перфорационных отверстий.

Пример №3. Нефтяной пласт разбуривают системой скважин, содержащей горизонтальную нагнетательную скважину диаметром эксплуатационной колонны 140 мм и горизонтальные добывающие скважины диаметром эксплуатационной колонны 140 мм. Скважины размещают в зоне повсеместного распространения многолетнемерзлых пород. Горизонтальные участки стволов скважин расположены в одном нефтяном пласте на расстоянии 500 м между собой. Скважины оборудованы лифтовыми колоннами диаметром 73 мм из насосно-компрессорных труб, верхняя часть которых, перекрывающая зону многолетнемерзлых пород, выполнена из теплоизолированных труб типоразмера 102/73. Лифтовые колонны над кровлей нефтяного пласта оборудованы пакерами типоразмера 140/73-351, а затрубные пространства скважин заполнены незамерзающей теплоизолирующей надпакерной жидкостью. Устья скважин размещены на одном кусте с расстоянием 30 м друг от друга. Горизонтальные участки скважин проперфорированы с образованием перфорационных отверстий.

Способ добычи высоковязкой нефти из пласта в условиях многолетнемерзлых пород, включающий вытеснение нефти из нефтяного пласта по нагнетательной скважине, а добычу вытесненной нефти по добывающим скважинам, отличающийся тем, что указанную нагнетательную скважину выполняют горизонтальной, располагают в центральной части нефтяного пласта, а добывающие скважины располагают параллельно горизонтальному участку ствола нагнетательной скважины с боков, сверху и снизу, образуя сферически-цилиндрическую зону дренирования залежи, при этом указанные скважины оборудуют лифтовыми колоннами из насосно-компрессорных труб, расположенными во внутренней полости эксплуатационной колонны, верхнюю часть которых, перекрывающую зону многолетнемерзлых пород, выполняют из теплоизолированных труб, лифтовые колонны над кровлей нефтяного пласта оборудуют пакерами и циркуляционными клапанами, а затрубные пространства скважин заполняют незамерзающей теплоизолирующей надпакерной жидкостью, при этом теплоизоляцию труб и надпакерную жидкость в добывающих скважинах обеспечивают из условия устранения растепления многолетнемерзлых пород, а также устранения парафиносмолистых отложений и гидратообразований, причем 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, подогретого до температуры, не превышающей температуру нефтяного пласта.



 

Похожие патенты:

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.

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 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.

Изобретение относится к экстракции легких фракций нефти и/или топлива из природного битума из нефтеносного сланца и/или нефтеносных песков. В способе природный битум экстрагируют путем водной сепарации из нефтеносного сланца и/или нефтеносных песков при образовании твердого остатка, летучие углеводороды отгоняют из природного битума перегонкой, при этом остается нерастворимый нефтяной кокс, включающий до 10% серы, газообразные углеводороды от перегонки разделяют путем фракционной конденсации на легкие фракции нефти, сырую нефть и различные топлива. Способ отличается тем, что твердые остатки из водной сепарации и/или нефтяной кокс используют термически, при этом их превращают путем субстехиометрического окисления кислородсодержащим газом (26) в противоточном газификаторе (19), взаимодействующим с подвижным слоем сыпучего материала (21), при добавлении щелочных веществ при температурах <1800°C в газообразные продукты расщепления с низким содержанием серы, эти продукты расщепления затем преобразуются путем субстехиометрического окисления в физическое тепло, которое применяют для генерирования нагретой водной технологической среды для физического измельчения нефтеносных песков и/или нефтеносного сланца (А) и/или для отделения природного битума из массива горных пород и/или в качестве технологического тепла для тепловой разбивки природного битума, и путем добавления щелочных веществ при восстановительных условиях, газообразные серосодержащие соединения, появляющиеся в противоточном газификаторе (19), преобразуются при температурах выше 400°C из ингредиентов углерод- и серосодержащих остатков путем химической реакции с щелочными веществами в твердые серосодержащие соединения, и эти твердые серосодержащие соединения, по меньшей мере, частично обрабатывают с газообразными продуктами реакции и удаляют из газовой фазы посредством отделения мелкозернистых материалов при температурах выше 300°C. Технический результат - улучшение энергетического баланса, преодоление угрозы окружающей среде. 12 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к экстракции легких фракций нефти и/или топлива из природного битума из нефтеносного сланца и/или нефтеносных песков. В способе природный битум экстрагируют путем водной сепарации из нефтеносного сланца и/или нефтеносных песков при образовании твердого остатка, летучие углеводороды отгоняют из природного битума перегонкой, при этом остается нерастворимый нефтяной кокс, включающий до 10% серы, газообразные углеводороды от перегонки разделяют путем фракционной конденсации на легкие фракции нефти, сырую нефть и различные топлива. Способ отличается тем, что твердые остатки из водной сепарации и/или нефтяной кокс используют термически, при этом их превращают путем субстехиометрического окисления кислородсодержащим газом (26) в противоточном газификаторе (19), взаимодействующим с подвижным слоем сыпучего материала (21), при добавлении щелочных веществ при температурах <1800°C в газообразные продукты расщепления с низким содержанием серы, эти продукты расщепления затем преобразуются путем субстехиометрического окисления в физическое тепло, которое применяют для генерирования нагретой водной технологической среды для физического измельчения нефтеносных песков и/или нефтеносного сланца (А) и/или для отделения природного битума из массива горных пород и/или в качестве технологического тепла для тепловой разбивки природного битума, и путем добавления щелочных веществ при восстановительных условиях, газообразные серосодержащие соединения, появляющиеся в противоточном газификаторе (19), преобразуются при температурах выше 400°C из ингредиентов углерод- и серосодержащих остатков путем химической реакции с щелочными веществами в твердые серосодержащие соединения, и эти твердые серосодержащие соединения, по меньшей мере, частично обрабатывают с газообразными продуктами реакции и удаляют из газовой фазы посредством отделения мелкозернистых материалов при температурах выше 300°C. Технический результат - улучшение энергетического баланса, преодоление угрозы окружающей среде. 12 з.п. ф-лы, 2 ил.

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности. Технический результат интенсификация добычи глубокозалегающих природных битумов, тяжелых нефтей и нефти низкопроницаемых пород, а также для внутрипластовой генерации синтетических углеводородов из твердого органического вещества - керогена. Способ воздействия на продуктивные пласты, содержащие углеводороды и/или твердые органические вещества, включает формирование рабочего агента, в качестве которого используют воду, находящуюся преимущественно в сверхкритическом состоянии (СК-вода), и последующее самопроизвольное инжектирование рабочего агента в продуктивные пласты. Причем рабочий агент предварительно формируют на дневной поверхности скважины в наземном генераторе СК-воды, содержащем узел обогащения формируемой СК-воды катализатором экзотермической реакции окисления. После этого обогащенный указанным катализатором рабочий агент подают по продуктопроводу с теплоизоляцией в скважину и/или на забой скважины в зону осуществления экзотермической реакции окисления в СК-воде, при этом в скважину и/или на забой скважины подают по отдельным продуктопроводам реагирующие вещества - органические соединения и окислитель органических соединений, обеспечивающие дополнительный нагрев и дополнительное повышение давления указанного выше предварительно сформированного рабочего агента за счет экзотермической реакции окисления в СК-воде с образованием диоксида углерода (CO2), находящегося в сверхкритическом состоянии, затем окончательно сформированный рабочий агент самопроизвольно инжектируется в пласт. 2 н. и 9 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти. Технический результат - повышение нефтеотдачи пласта, снижение обводненности продукции, уменьшение объемов закачки вытесняющего агента, поддержание пластового давления, отсутствие снижения температуры пластового флюида, разогретого от закачки теплоносителя в стволе добывающей скважины, что облегчает его подъем на поверхность. Способ разработки залежи высоковязкой нефти включает бурение вертикальных нагнетательных и наклонно горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Вертикальную скважину бурят на расстоянии 1-10 м от забоя наклонно горизонтальной скважины. Вертикальную скважину перфорируют от кровли пласта до отметки на 1-2 м выше водонефтяного контакта ВНК. Для разобщения интервала перфорации вертикальной скважины на два интервала в вертикальной скважине устанавливают пакер в интервале ниже кровли пласта на 4 м и выше ВНК на 5 м. В вертикальной скважине устанавливают оборудование, позволяющее регулировать закачку пара в каждом интервале вертикальной скважины. Наклонно горизонтальную скважину оборудуют температурными датчиками. В начальный период в наклонно горизонтальную скважину и вертикальную скважину выполняют закачку пара для создания между скважинами гидродинамической связи и прогрева их призабойных зон. После прогрева призабойных зон наклонно горизонтальную скважину переводят под добычу, а вертикальную скважину переводят под нагнетание. По показаниям температурных датчиков определяют интервал прорыва пара. При прорыве пара ближе к забою наклонно горизонтальной скважины прекращают закачку в нижний интервал вертикальной скважины, при прорыве пара ближе к точке входа в пласт наклонно горизонтальной скважины прекращают закачку в верхний интервал вертикальной скважины. После выравнивания температурных показаний в наклонно горизонтальной скважине закачку в интервалы вертикальной скважины возобновляют. Изменяют объем закачки теплоносителя в вертикальную скважину и отбор жидкости из наклонно горизонтальной скважины для снижения скорости прорыва пара в наклонно горизонтальной скважине и изменения размеров паровой камеры. 1 пр., 1 ил.
Наверх