Способ разработки залежи высоковязкой нефти


 


Владельцы патента RU 2578137:

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

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.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей высоковязких нефтей или битумов при тепловом воздействии.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2334095, МПК E21B 43/24, опубл. в бюл. №26 20.09.2008), включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин и горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Горизонтальный ствол добывающей скважины проводят в 1,5-2,5 м над подошвой продуктивного пласта и перфорируют. Выше горизонтального ствола добывающей скважины на 3,5-4,5 м размещают низ вертикальной нагнетательной скважины, перфорированной в интервале 0,5-1,5 м от низа. Вертикальную нагнетательную скважину размещают от вертикального ствола добывающей скважины на расстоянии, большем 2/3 длины горизонтального участка добывающей скважины, вплоть до конца горизонтального ствола, при этом в качестве агента используют пар в чередовании с воздухом.

Недостатком способа является вероятность быстрого прорыва теплоносителя из-за небольшого расстояния между забоем добывающей и нагнетательной скважин (3,5-4,5 м). В связи с этим - высокие затраты и малая эффективность. Способ не подходит для разработки залежи с наклонным водонефтяным контактом.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2506417, МПК E21B 43/16, опубл. в бюл. №4 от 10.02.2014), включающий бурение вертикальных нагнетательных скважин и наклонно горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что определяют уровень водонефтяного контакта - ВНК, добывающую наклонно горизонтальную от устья к забою скважину бурят с расположением как минимум на 2-3 м выше уровня ВНК, вертикальную нагнетательную скважину бурят с расположением забоя над забоем добывающей скважины выше на 5-8 м, перфорируют добывающую скважину по всей длине наклонного участка, нагнетательную вертикальную скважину перфорируют в зоне пласта в направлении устья добывающей скважины, поэтапно по мере прорыва рабочего агента или обводнения продукции выше 95% забой добывающей наклонно горизонтальной скважины отсекают выше зоны прорыва или обводнения, а зону вскрытия нагнетательной скважины отсекают снизу на 1/3-1/2 часть всей ее длины, при выработке всей вырабатываемой зоны устье добывающей наклонно горизонтальной скважины переводят под нагнетание рабочего агента.

Недостатками способа являются неравномерный прогрев области дренирования горизонтальной добывающей скважины, вероятность быстрого прорыва нагнетаемого в вертикальную нагнетательную скважину пара к забою добывающей горизонтальной скважины.

Техническими задачами заявляемого способа являются обеспечение работоспособности технологии парогравитационного дренажа в залежи с наклонным водонефтяным контактом, снижение обводненности добываемой продукции из пласта, исключение прорыва теплоносителя в добывающую скважину, снижение затрат на исключении строительства дополнительной горизонтальной нагнетательной скважины.

Технические задачи решаются способом разработки залежи высоковязкой нефти при тепловом воздействии, включающим бурение вертикальных нагнетательных скважин и наклонно горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины.

Новым является то, что 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 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 скважине устанавливают оборудование, позволяющее регулировать закачку пара в каждом интервале вертикальной скважины, наклонно горизонтальную скважину оборудуют температурными датчиками, в начальный период в наклонно горизонтальную и вертикальную скважины 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 закачку прекращают в нижний интервал вертикальной скважины, при прорыве пара ближе к точке входа в пласт наклонно горизонтальной скважины закачку прекращают 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 скорости роста паровой камеры.

На чертеже представлена схема размещения вертикальной нагнетательной скважины и наклонно горизонтальной добывающей скважины.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти осуществляется следующим образом.

В продуктивном пласте 1 определяют уровень водонефтяного контакта (ВНК) 2, в случае, если уровень ВНК 2′ наклонный, то определяют его угол наклона. Далее бурят и обустраивают наклонно горизонтальную скважину 3 с забоем выше уровня ВНК 2 как минимум на 2-3 м.

Наклонно горизонтальную скважину 3 перфорируют по всему интервалу продуктивного пласта 1. В случае разработки залежи с наклонным уровнем ВНК 2′ наклонно горизонтальную скважину 3 бурят над уровнем ВНК 2′ на расстоянии от него как минимум 2-3 м. Далее бурят вертикальную скважину 4 на удалении 1-10 м от забоя наклонно горизонтальной скважины 3 вдоль ее оси. Расстояние от забоя вертикальной скважины 4 до забоя наклонно горизонтальной скважины 3 устанавливают больше допустимого отклонения от проектной точки при бурении (радиуса круга допуска). Вертикальную скважину 4 перфорируют от кровли пласта до отметки на 1-2 м выше ВНК. В вертикальной скважине 4 устанавливают пакер 5 в интервале ниже кровли пласта 1 на 1/4 нефтенасыщенного интервала пласта 1 и выше ВНК на 1/4 нефтенасыщенного интервала пласта 1 для разобщения интервала перфорации вертикальной скважины 4 на верхний 6 и нижний 7 интервалы. В вертикальной скважине 4 устанавливают оборудование, позволяющее регулировать закачку пара в верхнем 6 и нижнем 7 интервалах вертикальной скважины 4. Наклонно горизонтальную скважину 3 оборудуют температурными датчиками 8 для контроля за температурой по стволу наклонно горизонтальной скважины 3. После обустройства наклонно горизонтальной 3 и вертикальной 4 скважин в обе скважины производят закачку пара для создания между скважинами гидродинамической связи и прогрева их призабойных зон. В качестве рабочего агента используют пар, например, с температурой 180-250°C и сухостью 0,7-0,9 д. ед. После прогрева призабойных зон наклонно горизонтальной 3 и вертикальной 4 скважин, наклонно горизонтальную скважину 3 переводят под добычу жидкости, а вертикальную скважину 4 - под закачку пара. По показаниям температурных датчиков 8 в наклонно горизонтальной скважине 3 выполняют контроль за паровой камерой и определяют интервал прорыва пара. Температуру, при которой в интервале фиксируют прорыв пара (температуру прорыва пара), определяют как 85-95% от температуры парообразования закачиваемой воды при пластовом давлении. При фиксировании в датчиках 8 в интервале наклонно горизонтальной скважины 3 температуры выше температуры прорыва пара, считают, что в этом интервале произошел прорыв пара. При прорыве пара ближе к забою наклонно горизонтальной скважины 3 прекращают закачку в нижний интервал 7 вертикальной скважины 4, при прорыве пара ближе к точке входа в пласт наклонно горизонтальной скважины 3 прекращают закачку в верхний интервал 6 вертикальной скважины 4, после выравнивания профиля притока нагнетание в интервалы 6 и 7 возобновляют. Изменяют объем закачки теплоносителя в вертикальную скважину 4 и отбор жидкости из наклонно горизонтальной скважины 3 для снижения скорости прорыва пара в наклонно горизонтальной скважине 3 и изменения скорости роста паровой камеры. Если фиксируется низкая температура в датчиках 8 наклонно горизонтальной скважины 3, то увеличивают закачку пара в вертикальную скважину 4 или уменьшают отбор жидкости из наклонно горизонтальной скважины 3. Если фиксируется высокая температура в датчиках 8 наклонно горизонтальной скважины 3, уменьшают закачку пара в вертикальную скважину 4.

Пример конкретного выполнения

Предложенный способ разработки залежи высоковязкой нефти был опробован на Ашальчинском месторождении со следующими геолого-физическими характеристиками:

средняя общая толщина пласта - 12 м;

нефтенасыщенная толщина пласта - 10 м;

значение начального пластового давления - 0,45 МПа;

начальная пластовая температура - 8°C;

коэффициент плотности нефти в пластовых условиях - 0,970 кг/м;

коэффициент динамической вязкости нефти в пластовых условиях - 27351 мПа·с;

коэффициент динамической вязкости воды в пластовых условиях - 1,3 мПа·с;

значение средней проницаемости по керну в пласте - 2660 мкм;

значение средней пористости по керну в пласте - 0,3 д. ед.

Выше наклонного уровня ВНК 2′ на расстоянии 2,5 м расположили наклонно горизонтальную скважину 3 с длиной наклонно горизонтального участка 400 м. Наклонно горизонтальная скважина 3 сообщается с пластом через щелевой фильтр во всем продуктивном интервале.

Вертикальную скважину 4 расположили на удалении 1 м от забоя наклонно горизонтальной скважины 3 вдоль ее оси. Вертикальная скважина 4 была проперфорирована от кровли до отметки 1 м выше уровня ВНК. Вертикальную скважину разобщили пакером 5 на два интервала 6 и 7 на расстоянии 5 м от кровли пласта.

После обустройства наклонно горизонтальной 3 и вертикальной 4 скважин через них была произведена закачка рабочего агента в объеме 3,5 тыс. т в каждую для достижения необходимого уровня прогрева призабойных зон. В качестве рабочего агента использовался пар с температурой 191°C и сухостью 0,9 д. ед. После прогрева призабойных зон обеих скважин 3 и 4 наклонно горизонтальная скважина 3 была переведена под добычу, а вертикальная скважина 4 - под закачку пара.

При прорыве пара ближе к забою наклонно горизонтальной скважины 3 прекращалась закачка пара в нижний интервал 7 вертикальной скважины 4, при прорыве пара ближе к точке входа в пласт наклонно горизонтальной скважины 3 прекращалась закачка в верхний интервал 6 вертикальной скважины 4, после выравнивания профиля притока нагнетание в интервалы 6 и 7 возобновлялось. В течение 15-летнего периода работы элемента нижний интервал 7 вертикальной скважины 4 перекрывали 45 раз, верхний интервал 6 вертикальной скважины 4 перекрывали 15 раз. Выполняли регулирование скорости прорыва пара в наклонно горизонтальной скважине путем изменения объемов закачки теплоносителя от 50 до 85 т/сут в вертикальной скважине и отбора жидкости 60-100 т/сут из наклонно горизонтальной скважины.

Представленный способ, а также способ по прототипу были смоделированы в программном комплексе CMG модуля STARS на объекте с теми же геолого-физическими характеристиками для различных условий эксплуатации. Из полученных расчетов также выявлено преимущество способа перед прототипом: снижение процента обводненности добываемой продукции из пласта, исключение прорыва теплоносителя в добывающую скважину, накопленная добыча нефти выше, чем по прототипу, на 10-15%.

Предложенный способ позволяет решать поставленные технические задачи, такие как обеспечение работоспособности технологии парогравитационного дренажа в залежи с наклонным ВНК, снижение обводненности добываемой продукции из пласта. Исключается прорыв теплоносителя в добывающую скважину, что дает возможность избежать падения достигнутого давления в разрабатываемом пласте и тем самым обеспечить высокий приток продукции в добывающую скважину. Снижаются затраты за счет исключения строительства дополнительной горизонтальной нагнетательной скважины.

Способ разработки залежи высоковязкой нефти, включающий бурение вертикальных нагнетательных и наклонно горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что вертикальную скважину бурят на расстоянии 1-10 м от забоя наклонно горизонтальной скажины, 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 скважине устанавливают оборудование, позволяющее регулировать закачку пара в каждом интервале вертикальной скважины, наклонно горизонтальную скважину оборудуют температурными датчиками, в начальный период в наклонно горизонтальную и вертикальную скважины 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 в интервале ближе к забою наклонно горизонтальной скважины прекращают закачку в нижний интервал вертикальной скважины, при прорыве пара в интервале 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.



 

Похожие патенты:

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.

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.

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.

Группа изобретений относится к добыче углеводородов из подземных пластов. Технический результат - повышение качества добываемых углеводородов, снижение тепловых потерь при использовании пара.

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.

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

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.

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.

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.

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.

Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - повышение результативности процесса вытеснения и добычи высоковязких углеводородных флюидов - энергоносителей из месторождений, увеличение охвата пласта агентом воздействия, обеспечение контроля и регулирования внутрипластового горения и прогрева горных пород. Способ разработки залежи природных высоковязких углеводородных флюидов с использованием внутрипластового горения включает строительство горизонтальной добывающей скважины и над ней нагнетательных вертикальных скважин, причем добывающую горизонтальную скважину выполняют двухустьевой с горизонтальным стволом в подошвенной части пласта. С двух сторон от двухустьевой горизонтальной добывающей скважины строят выполненные ниже кровли продуктивного пласта контрольные вертикальные скважины. Все скважины оснащают оборудованием для регистрации и показания температуры и давления. В нагнетательные скважины подают теплоноситель, прогревают прилегающие к скважинам области продуктивного пласта до температуры не менее температуры самовоспламенения продукта пласта. После прогрева подачу теплоносителя в пласт прекращают, в нагнетательные скважины подают окислитель и инициируют распространяющееся по пласту внутрипластовое горение, содержащиеся в пласте углеводородные флюиды разогревают до текучести, образующиеся продукты горения извлекают из добывающей и контрольных скважин. 5 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - повышение результативности процесса вытеснения и добычи высоковязких углеводородных флюидов - энергоносителей из месторождений, увеличение охвата пласта агентом воздействия, обеспечение контроля и регулирования внутрипластового горения и прогрева горных пород. Способ разработки залежи природных высоковязких углеводородных флюидов с использованием внутрипластового горения включает строительство горизонтальной добывающей скважины и над ней нагнетательных вертикальных скважин, причем добывающую горизонтальную скважину выполняют двухустьевой с горизонтальным стволом в подошвенной части пласта. С двух сторон от двухустьевой горизонтальной добывающей скважины строят выполненные ниже кровли продуктивного пласта контрольные вертикальные скважины. Все скважины оснащают оборудованием для регистрации и показания температуры и давления. В нагнетательные скважины подают теплоноситель, прогревают прилегающие к скважинам области продуктивного пласта до температуры не менее температуры самовоспламенения продукта пласта. После прогрева подачу теплоносителя в пласт прекращают, в нагнетательные скважины подают окислитель и инициируют распространяющееся по пласту внутрипластовое горение, содержащиеся в пласте углеводородные флюиды разогревают до текучести, образующиеся продукты горения извлекают из добывающей и контрольных скважин. 5 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - повышение процесса флюидоизвлечения. В способе разработки залежи углеводородных флюидов осуществляют параллельное строительство в одинаковом направлении с двумя выходами на поверхность добывающей горизонтальной скважины в области подошвы продуктивного пласта породы и нагнетательной горизонтальной с двумя выходами на поверхность скважины над добывающей горизонтальной скважиной. В нагнетательную скважину с двух устьев опускают две колонны труб с заглушенными концами и выполненными на концевых участках отверстиями для закачки рабочих агентов. Участки каждой из труб с отверстиями с двух сторон ограничивают пакерами. Через трубы с отверстиями производят закачку нагретого инертного рабочего агента в продуктивный пласт, прогревают продуктивный пласт до температуры самовоспламенения внутрипластового углеводородного флюида. Производят замену инертного рабочего агента на кислородосодержащий рабочий агент, поджигают углеводородный флюид в пласте. Отслеживая и поддерживая внутрипластовое горение, прогревают участок между скважинами, в районе горизонтального участка добывающей скважины доводят температуру участка до температуры текучести углеводородного флюида и производят отбор нагретого продукта. При этом с использованием устройства контроля температуры осуществляют контроль разогрева пласта в межскважинном и прилегающем пространстве, а поддержание пластовой температуры в необходимых рамках осуществляют путем изменения расхода подаваемого кислородосодержащего рабочего агента. После полной выработки зоны продуктивного пласта в пределах первого шага установки пакеров закачку рабочих агентов временно прекращают, передвигают трубы с отверстиями и с двумя ограничивающими пакерами в направлении устьев добывающей скважины не менее чем на длину расстояния между пакерами. Пакеры приводят в рабочее состояние и продолжают отработку следующей зоны продуктивного пласта, прорабатывая весь горизонтальный участок нагнетательной скважины. 4 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 пр.

Группа изобретений относится к способам и устройствам для извлечения вязких углеводородов из подземных пластовых резервуаров. В одном варианте исполнения представлен способ извлечения углеводородов из подземного пластового резервуара. Способ включает стадии, в которых проводят бурение нагнетательной скважины, находящейся в сообщении с пластовым резервуаром, имеющим одну или более продуктивных скважин в сообщении с пластовым резервуаром. Монтируют обсадную колонну в нагнетательной скважине. Цементируют обсадную колонну. Перфорируют обсадную колонну. Размещают пакер в обсадной колонне для разделения обсадной колонны на верхний объем и нижний объем. Размещают скважинный парогенератор в верхнем объеме обсадной колонны таким образом, что он поддерживается пакером. Подают поток топлива, окислителя и воды в скважинный парогенератор для периодического получения выхлопного газа в пластовом резервуаре. Подают нагнетаемые текучие среды в пластовый резервуар. Добывают углеводороды через одну или несколько продуктивных скважин. Техническим результатом является повышение эффективности извлечения нефти. 3 н. и 23 з.п. ф-лы, 10 ил.

Группа изобретений относится к устройству и способу для добычи углеводородсодержащего вещества, особенно битума или тяжелой фракции нефти, из резервуара. Резервуар нагружается тепловой энергией для снижения вязкости вещества, для чего предусмотрен по меньшей мере один проводящий шлейф для индуктивного обтекания током, в качестве электрического/электромагнитного нагрева резервуара. Дополнительно предусмотрено средство повышения давления, в особенности насос, для инжекции жидкости в резервуар в жидкой форме. Причем устройство подготовки экстрагирует инжектируемую жидкость из жидкости резервуара, получаемой из резервуара, или из среды, получаемой из резервуара. Причем инжекция жидкости осуществляется посредством направляющей, имеющей перфорации. Перфорации по форме и/или величине, и/или распределению выполнены таким образом, что при подаче жидкости под заданным давлением жидкость вводится распределенным образом по длине направляющей для жидкости через перфорационные отверстия в окрестность проводящего шлейфа в резервуаре, так что электрическая проводимость резервуара изменяется и/или давление в резервуаре повышается. Техническим результатом является повышение эффективности добычи углеводородсодержащего вещества. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 9 ил.

Группа изобретений относится к топливно-энергетическому комплексу и может быть использовано для добычи трудноизвлекаемой высоковязкой (битумной) нефти. По способу осуществляют капитальные горные работы по вскрытию залежи битумной нефти шахтными стволами и подземными горно-подготовительными выработками. Создают из основных и участковых подземных горно-подготовительных выработок каналы доступа к продуктивному пласту в виде нагнетательно-нагревательных скважин для теплового и газожидкостного воздействия на продуктивный пласт. Нагнетательно-нагревательные скважины бурят в верхней части и наклонно по мощности продуктивного пласта и обустраивают трубчатыми теплообменными устройствами, подключенными к устройству нагревания и обеспечения циркуляции по ним теплонесущей текучей среды. Отбор нефти ведут добычными скважинами, пройденными в нижней части продуктивного пласта. Эксплуатационные работы по скважинной добыче битумной нефти ведут с подачей сжиженной пропанобутановой смеси в кольцевые зазоры между перфорированными обсадными трубами нагнетательно-нагревательных скважин и трубчатыми теплообменными элементами систем циркуляции теплонесущей текучей среды. Сухой отбензиненный газ, содержащий в основном газ метан, выдают по стволовому газопроводу на дневную поверхность и используют в качестве топливного газа на газотурбинной электростанции для генерации электрической и тепловой энергии. Кроме того, сухой отбензиненный газ также используют в качестве топливного газа для нагревания теплонесущей текучей среды в системах циркуляции нагнетательно-нагревательных скважин. Техническим результатом является снижение энергозатрат теплового воздействия на продуктивный пласт и повышение его нефтеотдачи. 2 н.п. ф-лы, 6 ил., 5 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности разработки залежи при уменьшении количества пробуренных на залежи скважин, снижение затрат на разработку залежи. Способ разработки залежи высоковязкой нефти массивного типа включает выделение в разрезе залежи ступеней с одинаковой нефтенасыщенной толщиной, бурение пар встречных добывающих и горизонтальных нагнетательных скважин, расположенных рядами, при этом добывающие скважины располагают ниже нагнетательных скважин, закачку теплоносителя в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин. Причем горизонтальные нагнетательные скважины бурят в нижней части нечетных ступеней. Добывающие скважины бурят в четных ступенях наклоннонаправленными по нисходящей траектории, при этом «пятку» каждой добывающей скважины располагают в верхней части четных ступеней, а «носок» каждой добывающей скважины располагают в нижней части четных ступеней под «пяткой» каждой следующей в ряду нагнетательной скважины. 2 табл., 8 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к термошахтным способам разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов. Технический результат - обеспечение высоких темпов отбора нефти за счет более интенсивной закачки теплоносителя с одновременным сокращением затрат на обустройство месторождения. Трехрядный способ термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти включает отбор нефти через пологовосстающие добывающие скважины, пробуренные из горной выработки, пройденной в нефтяном пласте или ниже него, закачку пара в нагнетательные скважины, пробуренные с поверхности, образующие систему прогрева пласта с парораспределительными скважинами, ориентированными в кровлю пласта, и дополнительными добывающими скважинами, ориентированными в среднюю часть пласта, пробуренными из горной выработки и проходящими в зоне влияния нагнетательной скважины. Согласно способу бурят три последовательно расположенные добывающие скважины с равноудаленными друг от друга устьями и с равноудаленными друг от друга забоями, образуя трехрядную систему отбора нефти, в один или несколько ярусов в зависимости от толщины и расчлененности нефтяного пласта. Бурят скважины системы прогрева пласта между каждыми тремя рядами системы отбора нефти, при этом нагнетательные скважины системы прогрева бурят на всю толщину пласта при отсутствии водонефтяного контакта, а при его наличии забой располагают выше водонефтяного контакта. Дополнительную добывающую скважину системы прогрева проводят выше нижнего яруса добывающих скважин системы отбора нефти. После прорыва пара во внешние ряды добывающих скважин трехрядной системы отбора нефти их закрывают или переводят на периодическую эксплуатацию, сохраняя темп нагнетания пара в нагнетательные скважины, а после прорыва пара во внутренний ряд добывающих скважин трехрядной системы отбора нефти их переводят на периодическую эксплуатацию и одновременно снижают темп закачки пара в нагнетательные скважины, от которых произошел прорыв пара. 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для добычи высоковязкой нефти посредством теплового воздействия на нефтяные пласты при подаче в них теплоносителя. Технический результат предлагаемого изобретения заключается в обеспечении удобства его монтажа и эксплуатации, а также в возможности применения в искривленных скважинах небольшого диаметра. Устройство для теплового воздействия на нефтяной пласт, содержащее трехфазный источник питания, три напорные трубы для подачи теплоносителя, выполненные с возможностью размещения в скважине, и электрический нагреватель. Электрический нагреватель содержит три жилы из металла с низким удельным сопротивлением, к которым подведены фазы от трехфазного источника питания. При этом каждая жила электрического нагревателя таким образом размещена внутри своей напорной трубы, что между жилой и напорной трубой образуется зазор для подачи теплоносителя, причем нижние концы трех жил соединены в одной точке. Каждая напорная труба включает внутренний слой из гибкого электро-теплоизоляционного материала, наружный слой из гибкой металлической оплетки и промежуточный слой из гибкого теплоизоляционного материала. 6 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - повышение результативности флюидоизвлечения из флюидоносного пласта породы и повышение добычи углеводородных энергоносителей. Способ разработки залежи углеводородных флюидов включает строительство добывающей горизонтальной скважины в области подошвы продуктивного пласта породы, строительство нагнетательной горизонтальной скважины над добывающей горизонтальной скважиной в одинаковом направлении на экспериментально определенном расстоянии от добывающей горизонтальной скважины, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукта пласта из добывающей скважины. При этом бурят горизонтальную нагнетательную скважину с двумя параллельно расположенными стволами, в первый ствол нагнетательной скважины опускают колонну труб с заглушенным концом и выполненными на концевом участке отверстиями для закачки рабочих агентов, участок трубы с отверстиями с двух концов ограничивают пакерами, производят закачку нагретого рабочего агента в продуктивный пласт, прогревают продуктивный пласт до температуры самовоспламенения внутрипластового углеводородного флюида, производят замену инертного рабочего агента на кислородосодержащий рабочий агент, поджигают углеводородный флюид в пласте, отслеживая и поддерживая условия сохранения и распространения фронта горения, прогревают пласт между скважинами. В районе горизонтального участка добывающей скважины доводят температуру участка до температуры состояния текучести углеводородного флюида и производят отбор нагретого продукта, при этом с использованием устройства контроля температуры и давления осуществляют контроль за интенсивностью процесса горения и разогрева пласта в межскважинном и прилегающем пространстве, а поддержание пластовой температуры в необходимых рамках осуществляют путем изменения расхода подаваемого кислородосодержащего рабочего агента. После полной выработки зоны продуктивного пласта в пределах первого шага установки пакеров закачку рабочих агентов временно прекращают, передвигают трубу с отверстиями и с двумя ограничивающими пакерами в направлении устья добывающей скважины не менее чем на длину расстояния между пакерами, пакеры приводят в рабочее состояние и продолжают отработку следующей зоны продуктивного пласта, прорабатывая весь горизонтальный участок призабойных зон двух горизонтальных стволов нагнетательной скважины. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.
Наверх