Способ разработки вязкой нефти и устройство для его осуществления (варианты)

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 нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке вязкой нефти, сланцевой нефти, парафиносодержащей нефти, нефти содержащей керогены, битумов, нефти 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.

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. С применением новых технологий теоретически достигает 49%.

Известен способ разработки нефтяной залежи путем закачки в пласт кислородосодержащей смеси, в котором для повышения эффективности нефтеизвлечения и безопасности проведения работ в призабойную зону нагнетательной скважины закачивают теплоноситель с температурой и в объеме, обеспечивающими полное потребление окислителя на стадии инициирования процесса (а.с. СССР №1090060).

Этот способ гарантирует безопасность процесса только на стадии его инициирования. При перемещении тепловой волны по пласту в условиях маловязкой нефти и связанным с этим обстоятельством дефицитом топлива возможно проникновение кислорода в ненагретые участки пласта вплоть до стволов добывающих скважин. Все это провоцирует взрывоопасную ситуацию на объекте разработки.

Кроме того, во всех известных способах разработки при выборе объекта воздействия не учитывается естественная энергетика месторождения, а на стадии инициирования процесса предполагается изменение термодинамики призабойной зоны внесением энергии извне (с поверхности), что не способствует достижению максимально возможной нефтеотдачи и существенно ухудшает экономичность при реализации известных способов.

Известен способ разработки нефтяного месторождения по патент РФ на изобретение №2139421, МПК опубл. 2010 г., в котором с целью увеличения нефтеотдачи месторождений легкой нефти предусматривается использовать термогазовое воздействие.

Согласно известному способу сущность термогазового воздействия заключается в том, что в пласт через нагнетательную скважину закачивается кислородсодержащая смесь - воздух, который в результате самопроизвольных внутрипластовых окислительных процессов трансформируется в высокоэффективный вытесняющий агент, частично или полностью смешивающийся с вытесняемой нефтью. Такая трансформация обеспечивается как за счет образования СО₂ в результате внутрипластовых окислительных процессов, так и за счет перехода легких фракций в газовую фазу под влиянием тепловой энергии, выделяемой в результате внутрипластовых окислительных процессов. Важным критерием реализации термогазового воздействия является уровень начальной пластовой температуры, которая согласно упомянутому выше способу должна превышать 65°С. Необходимость соблюдения такого условия определяется тем, что при этом интенсивность самопроизвольных внутрипластовых окислительных процессов обеспечивает практически полное потребление закачиваемого в пласт кислорода в зоне, размеры которой кратно меньше расстояний между скважинами. Это означает, что закачка кислородосодержащей смеси обеспечивает не только внутрипластовое формирование смешивающегося с вытесняемой нефтью вытесняющего агента, но и безопасность реализации процесса.

Таким образом, предусмотренные известным способом условия реализации термогазового способа разработки позволяют обеспечить высокую эффективность вытеснения легкой нефти из охваченных дренированных зон нефтесодержащих пород.

Однако согласно приведенным выше нетривиальным особенностям фильтрационно-емкостных свойств пород баженовской свиты и содержания в них углеводородов, традиционный подход к формированию системы разработки при любом методе воздействия не может обеспечить эффективное извлечение нефти. В этой связи следует, прежде всего, указать на отмеченный выше чрезвычайно широкий диапазон фильтрационно-емкостных характеристик литотипов пород баженовской свиты, неравномерность их развития как по латерали, так и по вертикали. Следствием такой неоднородности фильтрационно-емкостных свойств пород баженовской свиты является неравномерность распространения зон дренирования, часто непредсказуемый характер их гидродинамической связи.

Можно предположить, что такой нетривиальный характер коллектора баженовской свиты является одной из главных причин неудовлетворительных показателей эксплуатации месторождений баженовской свиты в предшествующие три десятилетия. Именно поэтому традиционное заводнение также оценивается как малоперспективный способ разработки таких месторождений.

В этой связи следует выделить отмеченную выше важную особенность месторождений баженовской свиты, согласно которой содержащаяся в матрице (микротрещиноватой части пород) легкая нефть практически не может быть извлечена при традиционных способах разработки (естественный режим, заводнение). Очевидно также, что этими методами невозможно вовлечь в разработку углеводородные ресурсы органического вещества - керогена.

Технология термогазового способа разработки месторождений легкой нефти с обычными коллекторами согласно упомянутого способа предусматривает формирование в пласте эффективного смешивающегося с нефтью вытесняющего агента за счет самопроизвольных внутрипластовых окислительных процессов при закачке в пласт воздуха. Поэтому основным критерием реализации такой технологии является начальная пластовая температура, уровень которой должен быть выше 65°С.

Промысловый отечественный и мировой опыт подтвердил, что закачка в такие коллекторы воздуха действительно приводит к формированию в пласте эффективного вытесняющего агента, что обеспечивает достижение нефтеотдачи до 60% и выше на месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами.

Очевидно, что реализация термогазового воздействия на месторождениях баженовской свиты также может повысить эффективность извлечения нефти из дренируемых зон. Однако согласно сказанному выше этого недостаточно, ибо для эффективной разработки месторождений баженовской свиты необходимо обеспечить решение следующих задач:

- обеспечить максимально возможное извлечение легкой нефти из недренируемой матрицы, а также углеводородов из керогена, содержащегося как в недренируемых, так и в дренируемых породах;

- обеспечить максимально возможное развитие зоны дренажа не только в матрице, но и в макротрещиноватых породах;

- обеспечить эффективное вытеснение легкой нефти из дренируемых зон.

Для решения этих задач технология термогазового воздействия на породы баженовской свиты должна характеризоваться следующими параметрами:

- внутрипластовые окислительные процессы должны обеспечить формирование в дренируемых литотипах пород перемещающиеся зоны генерации тепла;

- размеры зоны генерации тепла, скорость ее перемещения к добывающим скважинам, а также уровень температуры в ней должны обеспечить максимально возможный объем нефтекерогеносодержащей недренируемой матрицы до температуры не ниже 250-350°С, при которой согласно обобщенным экспериментальным данным извлекается не меньше 40-50% содержащейся в матрице легкой нефти.

В этой связи следует подчеркнуть, что с увеличением размера тепловой оторочки увеличивается и размер зоны прогрева недренируемой зоны. Одновременно с увеличением скорости перемещения тепловой оторочки в дренируемой зоне уменьшается глубина прогрева примыкающей к ней недренируемой зоны.

В свою очередь размер теплогенерируемой оторочки в дренируемой зоне и скорость ее перемещения в значительной степени определяется темпом закачки кислородсодержащей смеси, в частности воздуха и воды, и водовоздушным отношением. При этом если темп закачки рабочих агентов приводит к увеличению размеров зоны теплогенерации, то водовоздушное отношение может приводить как к ее увеличению, так и ее сокращению.

Известны способ и устройство для разработки вязкой нефти по патенту РФ на изобретение №2418944, МПК Е21В 43/04, опубл. 20.05.2011 г.

Сущность способа заключается в том, что создают в пласте зоны внутрипластовых окислительных и термодинамических процессов, путем введения в горизонтальную часть обсадной колонны нагревательной скважины забойного газогенератора и воспламенения в нем горючего и подмешивание к продуктам сгорания воды,

Устройство содержит подогреватель воды, емкости горючего и окислителя на поверхности, газогенератор, установленный в горизонтальной части обсадной колонны нагревательной скважины, соединенный трубопроводами с баками окислителя, горючего и нагревателем воды.

Принципиальная особенность предлагаемого способа разработки заключается в том, что величина водовоздушного отношения закачиваемых в дренируемые литотипы пород баженовской свиты воды и воздуха, темп и давление их нагнетания устанавливаются из условия необходимости прогрева до температур не ниже 250°С максимально возможного объема нефтекерогеносодержащей непроницаемой матрицы, окружающей охваченные дренированием теплогенерирующие зоны пласта. Реализация такого регулирования позволяет обеспечить не только эффективное смешивающееся вытеснение легкой нефти из дренируемых зон, но и ввод в активную разработку нефтекерогеносодержащих микропроницаемых зон.

В этой связи следует подчеркнуть, что нагнетание водовоздушной смеси позволяет реализовать не только внутрипластовые окислительные процессы, как это предусмотрено известным способом, но и обеспечить на этой основе смешивающееся вытеснение легкой нефти и тепловое воздействие, но одновременно и гидровоздействие. Как было отмечено выше, такое воздействие позволяет увеличить зону дренирования за счет создания дополнительных новых трещин и частичного раскрытия существующих микротрещин. Очевидно, что одновременное тепловое и гидровоздействие должно привести к синергетическому результату по расширению зоны дренирования и существенному увеличению ее фильтрационных характеристик.

Недостатки этих способа и устройства сложность схемы и конструкции.

Известны способ и устройство для разработки вязкой нефти по пат. РФ на полезную модель №90492, МПК Е21В 43/24, опубл. 10.01.2010 г., прототип способа и устройства.

Способ разработки месторождений вязкой нефти, включаетоздание 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.

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.

Недостатки этих способа и устройства сложность схемы и конструкции и большие затраты энергии.

Задачей создания группы изобретений является упрощение схемы и конструкции устройства и уменьшение затрат энергии при добыче нефти.

За счет давления водяного столба в подающей трубе, высота которой может составлять несколько километров, будет образовываться дополнительное давление теплоносителя - воды.

Решение указанных задач достигнуто в способе разработки месторождений вязкой нефти, включающий 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 тем, что воду подогревают до критической температуры. Давление воды на выходе из насоса воды устанавливают таким, чтобы с учетом гидростатического давления воды в скважине в забое ее давление превышало критическое давление воды. Воду подогревают при помощи газа, добываемого на разрабатываемом месторождении. Воду подогревают при помощи газового конденсата, добываемого на разрабатываемом месторождении.

Решение указанных задач достигнуто в устройстве для разработки месторождения вязкой нефти, содержащем эксплуатационную колонну, бак воды, насос воды, подогреватель воды, подсоединенный к выходу насоса, при этом выход подогревателя соединен нагнетательным трубопроводом с нагнетательной скважиной, тем, что нагнетательный трубопровод соединен с обсадной колонной нагнетательной скважины, подогреватель воды содержит форсунку, а 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.

Решение указанных задач достигнуто в устройстве для разработки месторождения вязкой нефти, содержащем эксплуатационную колонну, бак воды, насос воды, подогреватель воды, подсоединенный к выходу насоса, при этом выход подогревателя воды соединен нагнетательным трубопроводом с нагнетательной скважиной тем, что нагнетательный трубопровод соединен с гибким трубопроводом колтюбинга и опущен внутрь обсадной колонны нагнетательной скважины, подогреватель воды содержит форсунку, а 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. Устройство для разработки месторождения вязкой нефти может содержит блок управления, соединенный электрическими связями с приводами. Устройство для разработки месторождений вязкой нефти может содержать блок управления, соединенный электрическими связями с приводами, и датчики давления, температуры и расхода воды на выходе из подогревателя, соединенные электрическими связями с блоком управления. Блок управления может содержать компьютер. Компьютер может быть выполнен с возможностью автоматического поддержания заданного давления в нижней части скважины.

Сущность изобретения поясняется на чертежах фиг. 1…13, где:

- на фиг. 1 приведена схема первого варианта устройства,

- на фиг. 2 приведена схема второго варианта устройства,

- на фиг. 3 приведена схема третьего варианта устройства

- на фиг. 4 приведена конструкция насоса воды с приводом в виде электродвигателя,

- на фиг. 5 приведена конструкция насоса воды с приводом в виде двигателя внутреннего сгорания,

- на фиг. 6 приведена схема контроля и управления,

- на фиг. 7 приведена схема управления при помощи компьютера,

- на фиг. 8 приведена диаграмма состояния воды,

- на фиг. 9 изменение давления воды в зависимости от глубины скважины,

- на фиг. 10 изменение давления воды в зависимости от глубины скважины,

- на фиг. 11 изменение давления воды в зависимости от глубины скважины,

- на фиг. 12 приведен алгоритм автоматической настройки давления воды в скважине,

- на фиг. 13 приведена схема добычи нефти и газа из эксплуатационной колонны и их разделение и очистки.

Устройство для разработки вязкой нефти (фиг. 1…13) содержит нагнетательную скважину 1, в которой установлена обсадная колонна 2, имеющая полость 3, вертикальный и горизонтальный участки 4 и 5, соответственно. На всем горизонтальном участке 5 выполнена перфорация 6. В забой части горизонтальном участке 5 обсадной колонны 2 установлен башмак 7 с осевым отверстием 8. Горизонтальный участок 5 расположен в пределах нефтеносного пласта 9. В верхней части обсадной колонны 2, т.е. выше поверхности 10 породы 11, выполнен коллектор 12 с полостью 13 внутри него.

Устройство имеет следующее оборудование (фиг. 1), установленное на поверхности 10: бак воды 14 с присоединенным к нему трубопроводом 15 с насосом 16, имеющим привод 17, к выходу которого присоединен подогреватель воды 18, выход которого трубопроводом 19 соединен с полостью 13 коллектора 12.

Подогреватель воды 18 содержит корпус 20, к которому присоединена выхлопная труба 21. В полости 22 корпуса 20 установлена секция теплообменника 23. и форсунка 24 к которой присоединен топливопровод 25 с топливным насосом 26, имеющим привод 27.

На фиг. 2 приведен второй вариант устройства, которое содержит дополнительно колонну НКТ 28 имеющую перфорацию 29 в нижней части (в пределах горизонтального участка).

Третий вариант устройства (фиг. 3) вместо колонны НКТ 28 содержит колтюбинг 30 с гибким трубопроводом 31, на конце которого прикреплен ресивер 32 с отверстиями 33 по всей поверхности.

На фиг. 4 приведена более подробно конструкция насоса воды 16 с приводом 17. Насос воды 16 содержит входной корпус 34, шнек 35 и центробежное рабочее колесо 36, установленные на валу 37, выходной корпус 38, опору 39 и уплотнение 40. В качестве привода 17 может быть применен электродвигатель 41 (фиг. 4), который электрическими проводами 42 через выключатель 43 соединен с источником электроэнергии 44.

Возможно применение в качестве привода 17 двигателя внутреннего сгорания 45 (фиг. 5).

СИСТЕМА КОНТРОЛЯ И УПРАВЛЕНИЯ

Система управления приведена на фиг. 6 и содержит регулятор расхода воды 46 и клапан 47.

Система контроля содержит датчик давления воды 48, датчик расхода воды 49, датчик температуры воды 50.

Устройство содержит блок управления 51, который электрическими связями 52 соединен с датчиками 48…50 и с регулятором расхода воды 46. Кроме того, блок управления 51 соединен электрическими связями 52 с приводами 17 и 27.

На фиг. 7 приведена схема управления с применением компьютера 53, к которому электрическими связями 52 подсоединены монитор 54, клавиатура 55, манипулятор типа «мышь» 56, контроллер датчиков 57, к которому присоединены датчики 48…50, контроллер управления 58 к которому подсоединены электрическими связями 52 приводы 17 и 27.

На фиг. 8 приведена диаграмма состояния воды, где показана критическая точка: критическое давление 218,5 атмосфер и критическая температура 374°С. При этих параметрах исчезает разница между жидким и газообразным состоянием.

На фиг. 9 приведено изменение давления воды по глубине скважины поз. 59, при этом видно, что давление возрастает за счет гидростатического столба, на фиг. 10 - изменение температуры воды по глубине скважины - поз. 60, которое всегда падает, так как перегретая вода отдает тепло в грунт, а на фиг. 11 - изменение плотности воды (пара) по глубине скважины поз. 61.

На фиг. 12 приведен алгоритм автоматической настройки сверхкритического давления внизу скважины, подробнее описанный далее. На фиг. 13 приведена схема добычи и разделения нефти и газа. Добыча нефти и газа осуществляется при помощи эксплуатационной колонны 62, в верхней части которой выполнен коллектор 63. К коллектору 63 присоединен сепаратор 64, который разделяет добываемый продукт на нефть, газ и воду. Сепаратор 64 соединен первым выходом с нефтепроводом 65, вторым выходом - с осушителем газа 66, к выходу которого подсоединена установка сжижения газа 67. Первый выход 67 этой установки соединен с нефтепроводом 65. Второй выход 68 через клапан 69 соединен трубопроводом 70 с топливопроводом 25 для питания подогревателя 18 сжиженным газом.

Для питания подогревателя несжиженным газом выход из осушителя газа 66 через клапан 71 также соединен с топливопроводом 24. Это снизит затраты на подогрев воды, так как привозное топливо в любом случае будет дороже.

Для запуска установки в первоначальный момент может понадобиться привозное топливо.

РАБОТА УСТРОЙСТВА

Перед выполнением работ бурят нагнетательную скважину 1 (фиг. 1) и устанавливают в ней обсадную колонну 2. При этом горизонтальная часть 4 обсадной колонны 2 полностью перфорирована отверстиями 5 (фиг. 1). Запускают привода 17 и 27 (фиг. 6) которые приводят во вращение центробежные рабочее колесо 35 насоса воды 16. Подогретая вода поступает в полость 3 и далее через отверстия 6 и отверстие 8 в башмаке 7 - в нагнетательную скважину 1.

Во втором варианте при помощи колтюбинга 30 на гибком трубопроводе 31 в обсадную колонну 2 опускают ресивер 32.

Запускают привода 17 и 27 (фиг. 6) которые приводят во вращение центробежные рабочее колесо 35 насоса воды 16. Подогретая вода поступает в полость 3 через отверстия 33 рессивера 32.

Во всех вариантах происходят одинаковые термодинамические процессы. Давление водяного столба по мере углубления скважины повышается вследствие гидростатического давления (Фиг. 9), а температура снижается (фиг. 10). Плотность воды повышается (фиг. 11), а после впрыска она превращается в пар и его плотность снижается в несколько раз.

Испарившийся водяной пар прогревает нефтеносный пласт 9 и находящиеся в нем фракции тяжелой нефти, которые затем откачиваются.

Контроль за процессом осуществляют (фиг. 6) автоматически при помощи блока управления 51 по электрическим связям 52 полученным от датчиков 48…50 или вручную.

Можно автоматически задать любое сверхкритическое давление внизу нагнетательной скважины 1, изменяя давление Р0 - на входе в скважину 1. Измерить давление воды в нижней части скважины и передать его значение вверх технически сложно из-за высоких температур в этой зоне и плохой радиопроницаемости породы.

Используя компьютер 53 (фиг. 7) и исходные данные в виде теплофизических свойств воды и пара, используют алгоритм, приведенный на фиг. 11.

Задают потребное значение p1 путем введения его в память компьютера 53. Компьютер 53 рассчитывает расчетное значение этого же давления P1i, которое будет отличаться от заданного Р1. Определяют разницу текущего и предыдущего расчетов:

ΔР=P1i-Р1

Увеличивают расчетное давление на входе в скважину 1 Р0 на эту разницу и расчет повторяют многократно до тех пор, пока эта разница Р не будет менее 0,1 атм.

Питание подогревателя 16 целесообразно осуществлять при помощи газа, добываемого при помощи эксплуатационной колонны 62, которая выполнена рядом с нагнетательной скважиной 1, предназначенной для разогрева нефтеносного пласта 9.

Результаты сравнения предложенного способа добычи вязкой нефти с прототипом приведены в табл. 1

Закачка в пласт с поверхности земли или с морской платформы перегретой воды с докритической температурой выше критической (выше 374 градусов Цельсия) и высоким избыточным давлением, позволяющим достичь указанных температур воды без кипения и без образования пара непосредственно на поверхности, но с образованием большого количества пара в призабойной или забойной зоне скважины при доставке перегретой воды наземной котельной установки.

При высоком избыточном давлении в 218,5 атмосфер воду можно нагреть до критической точки, соответствующей температуре 374°С (фиг. 7). При этом плотность воды в процессе ее нагрева до критической точки останется практически неизменной от первоначальной, что позволяет доставить ее к месту использования - призабойную или забойную зону скважины в компактном виде с небольшими тепловыми потерями за счет высокой скорости из-за разницы в давлении - более высоком на поверхности земли и более низким в скважине. При этом за счет более низкого давления в скважине произойдет вскипание воды и выброс большого количества пара в скважину.

За счет давления водяного столба в подающей трубе, высота которой может составлять несколько километров, будет образовываться дополнительное давление теплоносителя - воды порядка 100-300 атмосфер. Это разгрузит нагрузку на насос воды и уменьшит энергетические затраты на его привод.

Значительный интерес представляет так называемая критическая точка вещества, в которой исчезает различие между жидкостью и ее паром, и, следовательно, скрытая теплота парообразования равна нулю. Критическая точка характеризуется критическим давлением и критической температурой.

Критическим давлением называется давление, при котором и выше которого жидкость невозможно превратить в пар никаким повышением температуры. Так, для воды критическое давление равно 221,3 бар (225,65 кгс/см²). Это значит, что вода, будучи сжата до 221,3 бар (или выше), никогда не превратится в пар!

А водяной пар, полученный в пароподогревателе котельного агрегата с температурой 374,15°С не может быть сконденсирован, как бы ни повышали его давление.

Применение группы изобретений позволило:

1. Упростить схему подачи горячей воды в нефтеносный пласт.

2. На участке разработки с использованием предлагаемого метода достигается нефтеотдача 70%.

3. Уменьшить время прогрева нефтеносного пласта до 250°С с 14 месяцев до 15 дней по сравнению с прототипом.

4. Одновременно с добычей нефти добывать и утилизировать газообразные углеводороды.

5. Улучшить экологию процесса добычи.

1. Способ разработки месторождений вязкой нефти, включающий 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, отличающийся тем, что воду подогревают до критической температуры.

2. Способ разработки месторождения вязкой нефти по п. 1, отличающийся тем, что давление воды на выходе из насоса воды устанавливают таким, чтобы с учетом гидростатического давления воды в скважине в забой ее давление превышало критическое давление воды.

3. Способ разработки месторождения вязкой нефти по п. 1 или 2, отличающийся тем, что воду подогревают при помощи газа, добываемого на разрабатываемом месторождении.

4. Способ разработки месторождения вязкой нефти по п. 1 или 2, отличающийся тем, что воду подогревают при помощи газового конденсата, добываемого на разрабатываемом месторождении.

5. Устройство для разработки месторождения вязкой нефти, содержащее эксплуатационную колонну, бак воды, насос воды, подогреватель воды, подсоединенный к выходу насоса, при этом выход подогревателя соединен нагнетательным трубопроводом с нагнетательной скважиной, отличающееся тем, что нагнетательный трубопровод соединен с обсадной колонной нагнетательной скважины, подогреватель воды содержит форсунку, а 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.

6. Устройство для разработки месторождения вязкой нефти, содержащее эксплуатационную колонну, бак воды, насос воды, подогреватель воды, подсоединенный к выходу насоса, при этом выход подогревателя воды соединен нагнетательным трубопроводом с нагнетательной скважиной, отличающееся тем, что нагнетательный трубопровод соединен с гибким трубопроводом колтюбинга и опущен внутрь обсадной колонны нагнетательной скважины, подогреватель воды содержит форсунку, а 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.

7. Устройство для разработки месторождения вязкой нефти по п. 6, отличающееся тем, что оно содержит блок управления, соединенный электрическими связями с приводами.

8. Устройство для разработки месторождений вязкой нефти по п. 7, отличающееся тем, что оно содержит блок управления, соединенный электрическими связями с приводами, и датчики давления, температуры и расхода воды на выходе из подогревателя, соединенные электрическими связями с блоком управления.

9. Устройство для разработки месторождения вязкой нефти по п. 8, отличающееся тем, что блок управления содержит компьютер.

10. Устройство для разработки месторождения вязкой нефти по п. 9, отличающееся тем, что компьютер выполнен с возможностью автоматического поддержания заданного давления в нижней части скважины.