Трехрядный способ термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти



Трехрядный способ термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти
Трехрядный способ термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти

 


Владельцы патента RU 2580341:

Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (RU)

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, в частности к термошахтным способам разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов.

Известен способ для добычи высоковязкой нефти (см. патент США №4434849, Е21В 43/24, опубл. 06.03.84), включающий закачку теплоносителя в нагнетательные скважины, пробуренные с поверхности и из горной выработки, отбор нефти через радиально расположенные добывающие скважины, пробуренные из горной выработки.

Недостатком этого способа является то, что закачка пара производится из горной выработки через радиально расположенные скважины. Это приводит к неравномерному прогреву пласта, а также к значительному выделению тепла в горные выработки, что ведет к нарушению санитарно-гигиенических норм и большим затратам по нормализации теплового режима в горных выработках с работающим персоналом.

Известен способ разработки месторождения высоковязкой нефти (см. патент РФ №2114289, Е21В 43/24 от 12.03.97), включающий отбор нефти через пологовосстающие добывающие скважины, пробуренные из горной выработки, пройденной в продуктивном нефтяном пласте или ниже него, закачку теплоносителя в нагнетательные скважины, пробуренные с поверхности с последующим распределением теплоносителя по пласту через пологовосстающие парораспределительные скважины, забои которых ориентированы в кровлю нефтяного пласта и пересекают нагнетательные скважины или проходят в зоне их влияния, при этом они пробурены из горной выработки параллельно добывающим скважинам в промежутке между ними.

Недостатком данного способа является длительное время установления гидродинамической связи между парораспределительными и добывающими скважинами. Это объясняется высокой вязкостью пластовой нефти, малым объемом свободного порового пространства, по которому может распространяться теплоноситель, что весьма существенно при достаточно больших расстояниях между парораспределительными и добывающими скважинами, при этом возможность увеличения давления закачки теплоносителя, в качестве которого применяется в основном насыщенный водяной пар, для вытеснения нефти, ограничена свойствами нефти и условиями шахтной разработки (опасность возгонки нефти и поступления нефтяных газов в горные выработки). Все это приводит к снижению темпов закачки теплоносителя и добычи нефти и, следовательно, к увеличению времени выхода на проектную добычу нефти.

Наиболее близким по технической сущности, принятом авторами за прототип, является «Подземно-поверхностный способ разработки месторождения высоковязкой нефти» (см. патент РФ №2199557, Е21В 43/24 от 17.04.2001), включающий отбор нефти через пологовосстающие добывающие скважины, пробуренные из горной выработки, пройденной в нефтяном пласте или ниже него, и закачку теплоносителя в нагнетательные скважины, пробуренные с поверхности. Парораспределительные скважины и дополнительные добывающие скважины бурят из горной выработки, при этом дополнительные добывающие скважины переводят в разряд парораспределительных после заполнения их паром. Таким образом, нагнетательные скважины, парораспределительные скважины и добывающие-парораспределительные скважины образуют систему прогрева нефтяного пласта.

Однако опыт разработки показал, что при подземно-поверхностном способе разработки месторождения высоковязкой нефти коэффициент эксплуатации поверхностных нагнетательных скважин только в первый год разработки достигает 0,8-0,9, а затем достаточно быстро устанавливается гидродинамическая связь между нагнетательными, парораспределительными и добывающими скважинами и происходит прорыв пара в добывающие скважины, что требует снижения темпа закачки пара и приводит к снижению темпов отбора нефти. Таким образом, коэффициент эксплуатации поверхностных нагнетательных скважин снижается в процессе разработки и к концу эксплуатации не превышает 0,2-0,3. Учитывая, что стоимость поверхностных нагнетательных скважин примерно в 40 раз больше, чем подземных скважин, происходит существенное удорожание обустройства месторождения и увеличение сроков разработки месторождения.

Задачей настоящего изобретения является сокращение затрат на обустройство месторождения и обеспечение более высоких темпов отбора нефти за счет более интенсивной закачки теплоносителя.

В дальнейшем при описании способа вместо термина «теплоноситель» будет использован термин «пар».

Поставленная задача достигается тем, что в заявляемом трехрядном способе термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти осуществляют отбор нефти через пологовосстающие добывающие скважины, пробуренные из горной выработки, пройденной в нефтяном пласте или ниже него, и 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.

Существенными отличительными признаками заявленного изобретения являются:

- 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;

- нагнетательные скважины системы прогрева бурят на всю толщину пласта при отсутствии водонефтяного контакта (ВНК), а при его наличии забой располагают выше ВНК;

- 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;

- 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.

Задачей настоящего изобретения является сокращение затрат на обустройство месторождения и обеспечение более высоких темпов отбора нефти за счет более интенсивной закачки теплоносителя.

Указанная совокупность существенных признаков способствует созданию благоприятных условий для повышения коэффициента эксплуатации поверхностных нагнетательных скважин. Так, наличие трехрядной системы отбора нефти, добывающие скважины которой пробурены с равноудаленными друг от друга устьями и с равноудаленными друг от друга забоями в один или несколько ярусов в зависимости от толщины и расчлененности нефтяного пласт, и расположение системы прогрева между каждыми тремя рядами добывающих скважин позволяет сократить количество дорогостоящих поверхностных нагнетательных скважин, одновременно создавая условия для равномерного продвижения теплового фронта от нагнетательных скважин к галерее. На первой стадии пар быстрее всего прорывается в парораспределительную скважину, ориентированную в кровлю пласта, осуществляя прогрев околоствольного пространства и максимальный отбор нефти на этой стадии происходит из дополнительных добывающих скважин. После прорыва пара в дополнительную добывающую скважину ее переводят в разряд парораспределительных, при этом одновременно прогрев пласта происходит и от всей поверхности нагнетательных скважины. Темп нагнетания пара и его параметры остаются высокими, коэффициент эксплуатации поверхностных нагнетательных скважин также остается на уровне 0,9. Сохраняется темп нагнетания пара и его параметры при прорыве пара во внешние ряды добывающих скважин, так как их переводят на периодическую эксплуатацию, предотвращая прорывы пара в галерею. В этот период максимальный отбор нефти происходит из внутреннего ряда трехрядной системы отбора, а период уменьшения темпа нагнетания пара в нагнетательные скважины отодвигается на более отдаленный период времени. Происходит образование равновесной системы: уменьшение количества дорогостоящих поверхностных нагнетательных скважин и увеличение количества дешевых подземных добывающих скважин, равномерно распределенных по всей площади участка месторождения, регулирование темпов отбора нефти по скважинам создает благоприятные условия для изменения движения теплового потока в пласте, увеличения охвата пласта тепловым воздействием, высокий охват дренирования всей толщины пласта и сохранение высоких темпов закачки пара в поверхностные нагнетательные скважины. Таким образом, длительное время, в течение нескольких лет коэффициент эксплуатации поверхностных нагнетательных скважин достигает 0,8-0,9, что приводит к существенному снижению затрат на обустройство месторождения при более высоких темпах отбора нефти и темпах закачки пара с высокими термодинамическими параметрами.

Таким образом, заявленный способ обеспечивает сокращение затрат на обустройство месторождения при более высоких темпах отбора нефти за счет более интенсивной закачки теплоносителя.

Заявленная совокупность существенных признаков не известна нам из уровня техники, поэтому заявленное изобретение является новым. Заявленные отличительные; признаки изобретения являются неочевидными для среднего специалиста в данной области. В связи с этим мы считаем, что заявленное изобретение имеет изобретательский уровень. Изобретение промышленно применимо, так как имеющееся оборудование и технология, разработанная нами, позволяют реализовать способ в полном объеме.

На фиг. 1 изображен участок разрабатываемого месторождения в плане; на фиг. 2 - тот же участок, разрез А-А фиг. 1.

На нефтяном месторождении (фиг. 1, 2) высоковязкой нефти или природного битума, подлежащем термошахтной разработке, сооружают не менее двух вертикальных шахтных стволов 1 (подъемный и вентиляционный), обеспечивающих доступ к нефтяному пласту 2, проходку и вентиляцию горных выработок (галерей) 3, которые сооружают в подошве пласта 2 вблизи ВНК или ниже нефтяного пласта при отсутствии ВНК. На действующих месторождения, разрабатываемых по термошахтной технологиям, строительство новых стволов не требуется. Из галереи 2 бурят три последовательно расположенные добывающие скважины 6 с равноудаленными друг от друга устьями и с равноудаленными друг от друга забоями в один или несколько ярусов в зависимости от толщины и расчлененности нефтяного пласта, образуя трехрядную систему отбора нефти, обеспечивая высокий охват дренирования всей толщины пласта 2. Добывающие скважины 6 располагают параллельными или радиальными рядами. Добывающие скважины каждого ряда системы отбора нефти в ярусах располагают, как правило, в одной вертикальной плоскости, при этом допускается отклонение в вертикальной плоскости до ±5 м по горизонтали.

Между каждыми тремя рядами добывающих скважин системы отбора нефти бурят скважины системы прогрева пласта; нагнетательную 5, парораспределительную 7 и дополнительную добывающую 8 в одной вертикальной плоскости при допустимом отклонении ±5 м. Нагнетательные скважины 5 бурят с поверхности вблизи границы 4 участка. При отсутствии ВНК вертикальные нагнетательные скважины 5 бурят до подошвы продуктивного пласта 2. При наличии ВНК забой нагнетательных скважин располагают выше ВНК, например на 5-10 м. Парораспределительную 7 и дополнительную добывающую 8 скважины системы прогрева бурят из одного места горной выработки в виде радиальных лучей, расположенных в одной вертикальной плоскости при допустимом отклонении ±5 м, при этом парораспределительную скважина 7 ориентируют в кровлю пласта и она пересекает нагнетательную скважину 5 или находится в зоне ее влияния. Дополнительную добывающую скважину 8 системы прогрева проводят выше нижнего яруса добывающих скважин 6 системы отбора нефти в зоне влияния нагнетательной скважины 5 и ориентируют в среднюю часть пласта 2.

Вертикальные нагнетательные скважины 5 обустраивают для закачки пара. Все подземные скважины: добывающие 6, парораспределительные 7 и дополнительные добывающие 8 обсаживают на глубину 50 при параллельном расположении, и на 150 м при радиальном расположении рядов скважин и оборудуют запорной арматурой. Обсадка подземных скважин 6, 7 и 8 позволяет, при их закрытии, создать на устье скважин гидравлический затвор на глубину 50-150 м, который будет препятствовать прорыву пара и тепла в рудничную атмосферу.

Заявленный способ осуществляют следующим образом.

Стадия 1. Пар с высоким темпом закачивают во все нагнетательные скважины 5. Он попадает в парораспределительные скважины 7, осуществляя прогрев околоствольного пространства. Так как добывающие скважины 6 находятся довольно далеко от парораспределительных скважин 7, то до установления гидродинамической связи между ними нефть будет вытесняться в дополнительные добывающие скважины 8, которые расположены рядом. На этой стадии, устья добывающих скважин 6 и 8 открыты, а парораспределительных 7 открывают только для спуска накопившейся в стволах жидкости.

Стадия 2. На этой стадии происходит прорыв пара в дополнительные добывающие скважины 8 и их переводят в разряд парораспределительных, при этом парораспределительные 7 и дополнительные добывающие 8 скважины закрывают и открывают только для спуска накопившейся в стволах жидкости.Это говорит об образовании раздренированной зоны пласта 2 в районе стволов парораспределительных 7 и дополнительных добывающих скважин 8, которая обеспечивает большую поверхность взаимодействия пара с пластом 2. На этой стадии устанавливается гидродинамическая связь между парораспределительными 7 и дополнительными добывающими 8 скважинами с внешними рядами добывающих скважин 6. Происходит постоянный рост дебита нефти по добывающим скважинам 6 внешних рядов трехрядной системы отбора нефти.

Стадия 3. После прорыва пара во внешние ряды добывающих скважин 6 их закрывают или переводят периодическую эксплуатацию, сохраняя темп закачки пара в нагнетательные скважины 5. В этот период парораспределительные скважины 7, дополнительные добывающие скважины 8 и внешние ряды добывающих скважин периодически открывают для спуска накопившейся жидкости. За счет интенсивной закачки пара на этой стадии происходит интенсивный разогрев пласта 2 и устанавливается гидродинамическая связь со средним рядом добывающих скважин 6..

Стадия 4. К началу этой стадии пласт 2 достаточно хорошо и равномерно разогрет. Происходит интенсивный отбор нефти. При прорыве пара в средний ряд добывающих скважин 6 трехрядной системы отбора нефти скважины переводят на периодическую эксплуатацию и одновременно снижают темп закачки пара только в нагнетательные скважины 5, от которых произошел прорыв в средний ряд добывающих скважин 6. Парораспределительные 7, дополнительные добывающие 8 и внешние ряды добывающих скважин 6, в которые произошел прорыв пара, открывают только для спуска накопившейся в них жидкости.

Стадия 5. В зависимости от выработки участков пласта 2 пар закачивают только в нагнетательные скважины 5, которые связаны с наименее разработанными участками пласта 2. Все парораспределительные 7, дополнительные добывающие 8 и добывающие скважины 6, в которых нет прорывов пара, открыты. При прорывах пара подземные скважины переводят на периодический режим эксплуатации для спуска жидкости. Прогрев пласта 2 происходит от кровли к подошве и от границ 4 разрабатываемого участка к галерее 3, что ведет к снижению поступления тепла в рудничную атмосферу и обеспечивает нормальные условия труда для производственного персонала.

Пример. Заявленный способ может быть реализован на Ярегском месторождении высоковязкой нефти, где вязкость нефти в пластовых условиях составляет 15-20 тыс. мПа*с. Нефтяной пласт залегает на глубине 180-200 м от поверхности. На трех действующих шахтах Ярегского месторождении подъемный и вентиляционный стволы 1 с околоствольными дворами и камерами технологического назначения уже построены, поэтому для осуществления способа последовательно вводят новые участки для осуществления трехрядного способа термошахтной разработки. Галерею 3 сооружают в подошве продуктивной части пласта 2 сечением 7,5-14.9 м2 в свету, что необходимо для размещения в ней буровых станков (например, ПБС-2Т, VLD-1000). Из галереи 3 бурят три последовательно расположенные добывающие скважины с равноудаленными друг от друга устьями и с равноудаленными друг от друга забоями в один или несколько ярусов в зависимости от толщины и расчлененности нефтяного пласт. Подземные добывающие скважины в рядах располагают параллельно друг другу или радиально. При параллельном расположении скважин расстояния между устьями и забоями добывающих скважин друг от друга 20 м. При радиальном расположении добывающих скважин расстояния между устьями скважин 2 м, между забоями - 20 м. Бурят скважины системы прогрева пласта между каждыми тремя рядами добывающих скважин системы отбора нефти: парораспределительную 7 и дополнительную добывающую 8 в одной вертикальной плоскости при допустимом отклонении ±5 м. В зависимости от мощности подземных буровых станков протяженность подземных скважин составляет до 300 м (ПБС-2Т) и до 800 м (VLD-1000). В зависимости от толщины пласта количество ярусов в ряду скважин определяют шагом в 10 м по вертикали, при этом забои добывающих скважин нижнего яруса располагают не менее 5 м от ВНК для предотвращения прорыва воды из водоносного горизонта. Все подземные скважины (добывающие 6, парораспределительные 7 и дополнительные 8) обсаживают на глубину 50 м, при параллельном расположение рядов и 150 м при радиальном расположении рядов. Подземные скважины 6, 7 и 8 цементируют на глубину обсадки, и далее идет открытый ствол или обсаженный перфорированной колонной. К каждой парораспределительной скважине 7 с поверхности на расстоянии 50-70 м от границы участка 4 бурят вертикальную нагнетательную скважину 5, забой которой располагают выше ВНК на 5-10 м. Парораспределительные скважины 7 ориентированы в кровлю пласта, а дополнительные добывающие скважины 8 ориентированы в середину пласта и проходят в зоне влияния нагнетательных скважин 5.

Пар от котельной или парогенераторной установки (ПТУ) подают в нагнетательные скважины 5 максимальными темпами с давлением до 1,6 МПа и температурой до 200°С (с большей температурой пар закачивать в условиях шахтной разработки Ярегского месторождения нельзя из-за возможности начала возгонки нефти и выделения летучих фракций, которые могут попасть в горные выработки). Добываемую жидкость из подземных скважин 6, 7, 8 транспортируют по специальной канавке в галереи 3 или по трубопроводу, проложенному в галерее 3 в сборные емкости (зумпфы), откуда она откачивается на поверхность или нефтесборники у ствола шахты 1. После предварительной подготовки нефти она откачивается на поверхность для дальнейшей подготовки и транспортировки на нефтеперерабатывающий завод. Все месторождение отрабатывается одновременно или последовательно отдельными участками.

Изобретение по сравнению с прототипом позволяет существенно сократить затраты на обустройство месторождения при более высоких темпах отбора нефти, которые достигаются за счет более высоких темпов закачки пара и соответственно более высоких темпах разогрева пласта.

Трехрядный способ термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти, включающий 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, отличающийся тем, что 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, 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.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности разработки залежи при уменьшении количества пробуренных на залежи скважин, снижение затрат на разработку залежи.

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.

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.

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.

Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - повышение процесса флюидоизвлечения.

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.

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.

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.

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 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.

Предложение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума. Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума включает определение в залежи двух продуктивных пластов, разделенных слабопроницаемым пропластком. В нижнем пласте выше водонефтяного контакта строят горизонтальную добывающую скважину. В верхнем продуктивном пласте строят нагнетательную скважину с дополнительными нисходящими стволами, из которой строят дополнительные нисходящие стволы через участки пластов с низкой проницаемостью с вскрытием слабопроницаемого пропластка и дополнительные нисходящие стволы через участки пластов с высокой проницаемостью до гидродинамического сообщения или соединения с добывающей скважиной. Расстояние между дополнительными нисходящими стволами определяют с учетом технологических возможностей бурового оборудования для их проводки, а также с возможностью размещения между ними фильтров с регулируемым пропусканием, спускаемых в нагнетательную скважину на колонне труб, располагаемых напротив дополнительных стволов, не сообщенных с добывающей скважиной, и пакеров, изолирующих межтрубное пространство нагнетательной скважины между дополнительными стволами и выше фильтров. Количество закачиваемого теплоносителя и отбираемой продукции определяют из свойств вскрытых пластов в каждом дополнительном стволе благодаря регулируемым фильтрам. Предлагаемый способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума позволяет производить вовлечение в разработку маломощных продуктивных пластов толщиной менее 10 м, повысить эффективность нефтеизвлечения за счет более равномерного прогрева продуктивных пластов, а также снизить материальные затраты, так как возможно отключение выработанных участков продуктивных пластов, при этом снижается объем закачиваемого теплоносителя. 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение отбора продукции пласта и коэффициента извлечения нефти по месторождению без больших затрат на прогрев зон пласта, не охваченных прогревом и добычей, экономия растворителя за счет избирательной закачки. Способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума включает строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, а также дополнительных горизонтальных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры. Разработку месторождения нефти или битума ведут с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины и отбора жидкости из добывающих скважин с контролем объема паровой камеры. В качестве теплоносителя используется перегретый пар или пар с инертным газом. Дополнительную скважину строят между добывающей и нагнетательной скважинами в паре в диапазоне от 1/3 до 2/3 расстояния между ними. Растворитель закачивают только через дополнительную скважину поинтервально в зоны наименьшего прогрева. Контроль за состоянием паровой камеры ведут снятием термограммы в добывающей горизонтальной скважине с дополнительным определением зон наименьшего прогрева. 1 ил., 1 пр.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности. Технический результат - обеспечение возможности отбора высоковязкой нефти с большим содержанием парафиновых и асфальто-смолистых веществ в высоковязкой нефти, снижение тепловых потерь. Способ теплового воздействия на призабойную зону пласта с высоковязкой нефтью включает спуск скважинного электронагревателя на колонне насосно-компрессорных труб - НКТ в интервал пласта с высоковязкой нефтью, разогрев и добычу разогретой продукции вставным глубинным штанговым насосом из скважины. Перед спуском нагревателя в скважину определяют вязкость нефти и содержание в ней асфальтосмолопарафиновых веществ, при вязкости высоковязкой нефти до 200 мПа·с для отбора высоковязкой нефти применяют скважинный штанговый насос, а при содержании асфальтосмолопарафиновых веществ в высоковязкой нефти более 10% в скважину дополнительно по капиллярному трубопроводу подают химический растворитель асфальтосмолопарафиновых веществ. В процессе спуска электронагреватель размещают напротив подошвы пласта, а насос - над электронагревателем, пакер устанавливают на расстоянии 3 м выше приема штангового насоса. Включают станцию, питающую электронагреватель. Производят прогревание призабойной зоны пласта в течение 24 ч, после чего запускают в работу привод штангового насоса с одновременным дозированием на прием штангового насоса химического реагента по капиллярному трубопроводу. Причем в процессе отбора разогретой продукции при увеличении нагрузки на привод штангового насоса выше допустимого значения привод штангового насоса отключают, а подачу химического реагента по капиллярному трубопроводу прекращают и производят обратную промывку пространства между внутренней стенкой колонны НКТ и колонной штанг до очистки. Устройство для теплового воздействия на призабойную зону пласта с высоковязкой нефтью включает скважинный электронагреватель с токопроводом, установленный на нижнем конце заглушенной снизу колонны насосно-компрессорных труб - НКТ, пакер, герметично разделяющий межколонное пространство скважины, вставной глубинный штанговый насос, радиальные отверстия, выполненные в колонне НКТ. Устройство на устье скважины оснащено дозировочным насосом, соединенным с капиллярным трубопроводом, спущенным в скважину и закрепленным клямсами на наружной поверхности колонны НКТ совместно с токопроводом, при этом выше электронагревателя размещен вставной глубинный штанговый насос, а пакер размещен выше штангового насоса, причем выше электронагревателя в колонне НКТ выполнены радиальные отверстия, а между радиальными отверстиями и насосом выполнен радиальный канал, в который вставлен нижний конец капиллярного трубопровода, при этом в составе колонны НКТ выше пакера установлен обратный клапан, пропускающий жидкость из затрубного пространства в колонну НКТ. 2 н.п. ф-лы, 2 ил., 1 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой залежи высоковязкой нефти или битума. Технический результат - вовлечение в разработку маломощных продуктивных пластов толщиной менее 10 м, повышение эффективности нефтеизвлечения за счет более равномерного прогрева продуктивного пласта, а также снижение материальных затрат, так как возможно отключение выработанных участков продуктивных пластов и снижение объема закачиваемого теплоносителя. В способе разработки послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума, включающем определение в залежи продуктивных пластов, разделенных слабопроницаемыми пропластками, строительство в нижнем пласте выше водонефтяного контакта горизонтальной скважины с дополнительными восходящими стволами, вскрывающими верхние пласты, закачку теплоносителя и отбор продукции, расстояние между дополнительными восходящими стволами определяют с учетом технологических возможностей бурового оборудования для их проводки, а также с возможностью размещения фильтров с регулируемым пропусканием, спускаемых в горизонтальную скважину перед закачкой теплоносителя на колонне труб и располагаемых напротив дополнительных восходящих стволов, а также пакеров, изолирующих межтрубное пространство горизонтальной скважины между дополнительными восходящими стволами и выше фильтров. Количество закачиваемого теплоносителя и отбираемой продукции определяют из свойств вскрытых пластов в каждом дополнительном восходящем стволе благодаря фильтрам с регулируемым пропусканием, при этом закачку теплоносителя и отбор продукции производят последовательно из колонны труб. 2 ил. .

Изобретение относится к способам разработки залежей высоковязкой нефти. Технический результат - повышение коэффициента извлечения нефти. Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума осуществляют с использованием пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в продуктивном пласте. При этом скважины оснащены колонной насосно-компрессорных труб, позволяющих вести одновременно закачку теплоносителя и отбор продукции. Способ включает в себя этапы, на которых закачивают теплоноситель, прогревают продуктивный пласт с созданием паровой камеры, отбирают продукцию насосами через нижнюю добывающую скважину по насосно-компрессорным трубам, окончания которых располагают на противоположных концах условно горизонтального участка скважины, определяют минерализацию попутно отбираемой в процессе отбора воды, определяют зависимость равномерности прогрева паровой камеры от изменения минерализации попутно отбираемой воды, регулируют режим закачки теплоносителя или отбор продукции скважин до достижения стабильной величины минерализации попутно отбираемой воды, обеспечивая равномерный прогрев паровой камеры. Согласно изобретению перед строительством скважин в оценочной скважине или во время строительства скважин производят отбор кернов продуктивного пласта, исследуя которые определяют минерализацию воды и состав растворенных в ней элементов. Исходя из этих данных, определяют оптимальную минерализацию попутно отбираемой воды в процессе отбора, соответствующую минимальному паробитумному соотношению, для получения максимального коэффициента извлечения нефти из продуктивного пласта. После прогрева пласта и образования паровой камеры в процессе отбора не менее одного раза в день определяют минерализацию попутно отбираемой воды непосредственно измерительными приборами в потоке добываемой продукции. После достижения стабильной величины минерализации попутно отбираемой воды регулируют закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины без прорыва теплоносителя в добывающую скважину так, чтобы минерализация отбираемой воды максимально приближалась к оптимальной. 1 з.п. ф-лы, 3 ил., 2 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности и безопасности процесса внутрипластового горения путем создания в призабойной зоне пласта нагнетательной скважины очага горения при сохранении приемистости призабойной зоны, возможность инициирования внутрипластового горения на глубоких месторождениях с большой мощностью нефтенасыщенного пласта. Способ создания очага горения в нефтяном пласте включает прогрев призабойной зоны пласта вокруг нагнетательной скважины, подачу в призабойную зону пласта горючего материала и окислителя. Причем прогрев призабойной зоны пласта вокруг нагнетательной скважины производят до температуры, достаточной для воспламенения горючего материала в пласте при контакте с окислителем, и ведут путем нагрева горючего материала до его подачи в призабойную зону скважины без доступа воздуха. В качестве горючего материала используют растительное масло, углеводороды или их смесь. 1 з.п. ф-лы, 1 табл., 3 ил.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти. Технический результат - повышение дебита добывающих скважин без выхода из строя глубинно-насосного оборудования. Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть, включает закачку пара через горизонтальную нагнетательную скважину, отбор пластовой продукции через горизонтальную добывающую скважину, расположенную ниже и параллельно нагнетательной скважине, причем в нагнетательную скважину спускают две колонны насосно-компрессорных труб разного диаметра, конец колонны большего диаметра размещают в начале горизонтального ствола, конец колонны меньшего диаметра размещают в конце горизонтального ствола, в добывающей скважине размещают оптоволоконный кабель и колонну насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом и датчиками температуры на входе в электродвигатель электроцентробежного насоса и в электроцентробежном насосе. Через нагнетательную скважину закачивают пар, затем проводят термобарометрические измерения, посредством оптоволоконного кабеля выявляют зоны горизонтального ствола добывающей скважины с наибольшей температурой, среди выявленных зон определяют зону с изменением угла набора кривизны не более 2 градусов на 10 м, в определенной зоне размещают электроцентробежный насос, изменением подачи пара через нагнетательную скважину и периодичностью работы электроцентробежного насоса устанавливают режим работы пары скважин, при котором электроцентробежный насос работает в постоянном режиме при температуре перекачиваемой пластовой продукции, равной максимально допустимой для электроцентробежного насоса. 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи. В способе разработки месторождения высоковязкой нефти при разработке залежи высоковязкой нефти располагают горизонтальные стволы скважин последовательно один за другим окончаниями друг к другу в купольной части залежи. В качестве скважин используют скважины с горизонтальным стволом, имеющим восходящее окончание, снабженные фильтром, перфорированным в начальной части горизонтального ствола и в восходящем окончании. Скважины снабжены первой колонной насосно-компрессорных труб с пакером, установленным между перфорированными участками фильтра, и второй колонной насосно-компрессорных труб с насосом с концом до пакера. В каждой скважине закачку пара ведут по первой колонне насосно-компрессорных труб, а отбор продукции - по второй колонне насосно-компрессорных труб. 2 ил., 1 пр.
Наверх