Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума



Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума
Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума

 


Владельцы патента RU 2582251:

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

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.

 

Предложение относится к нефтяной промышленности, и может найти применение при разработке послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума.

Известен способ теплового вытеснения нефти из горизонтальной скважины (патент RU №2067168, МПК 6E21B 43/24, опубл. 27.09.1996 г.), включающий бурение скважины с горизонтальным стволом, установку обсадной колонны и цементирование затрубного пространства выше горизонтального ствола, перфорацию обсадной колонны по кольцевым образующим в оконечной части и в начале горизонтального участка непосредственно перед цементировочной пробкой, после этого спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), центрирование их в обсадной колонне с помощью пакера, который устанавливают за первой группой перфораций, производят подачу теплоносителя через НКТ, а продукт отбирают через вторую группу перфораций и транспортируют по кольцевому межтрубному пространству.

Недостатком данного способа является незначительная эффективность нефтеизвлечения, так как в условиях послойно-зонально-неоднородного пласта охват его воздействием по вертикали и по площади чрезвычайно мал, что приводит к большой продолжительности охвата всего объема пласта воздействием и низким темпам отбора.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума (патент RU №2295030, МПК E21B 43/24, опубл. 10.03.2007 г.), включающий строительство добывающей многоустьевой горизонтальной скважины с дополнительными боковыми стволами, проходящими под глинистым пропластком, и выше нее параллельно добывающей многоустьевой горизонтальной скважине нагнетательной двухустьевой горизонтальной скважины с дополнительными восходящими ответвленными стволами, которые проводят через глинистый пропласток, создание проницаемой зоны между скважинами за счет нагнетания водяного теплоносителя в обе скважины, причем вначале закачивают пар малой степени сухости (с большей жирностью газа) до увеличения приемистости нагнетательной многоустьевой горизонтальной скважины и доли попутной воды в отбираемой продукции, а затем закачивают пар высокой степени сухости (газа малой жирности), объем которого определяют по повышению давления нагнетания, которое поддерживают не превышающим давление раскрытия вертикальных трещин, после создания проницаемой зоны подачу теплоносителя производят только в нагнетательную многоустьевую горизонтальную скважину, а по добывающей многоустьевой горизонтальной скважине производят отбор продукции, продукцию отбирают по добывающей многоустьевой горизонтальной скважине до полной выработки продуктивного пласта, кроме этого дополнительно бурят вертикальные скважины, проходящие через глинистый пропласток, причем их используют как в качестве транспортного канала для фильтрации пара (газа) выше залегания глинистого пропластка и создания паро(газо)нефтяной ванны, так и для подачи отбираемой продукции вниз.

Недостатки данного способа:

- невозможность вовлечения в разработку маломощных продуктивных пластов толщиной менее 10 м, так как в них сложно провести пару скважин;

- недостаточная эффективность нефтеизвлечения, так как высока вероятность прорыва теплоносителя через один или несколько дополнительных восходящих ответвлений, проходящих через наиболее проницаемые участки пласта, в то время как другие участки недостаточно прогреты;

- невозможность отключения выработанных участков продуктивных пластов, что ведет к дополнительным материальным затратам, так как в них продолжают закачивать теплоноситель.

Техническими задачами предлагаемого способа являются вовлечение в разработку маломощных продуктивных пластов толщиной менее 10 м, повышение эффективности нефтеизвлечения за счет более равномерного прогрева продуктивных пластов, а также снижение материальных затрат, так как возможно отключение выработанных участков продуктивных пластов, при этом снижается объем закачиваемого теплоносителя.

Технические задачи решаются способом разработки послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума, включающим определение в залежи двух продуктивных пластов, разделенных слабопроницаемым пропластком, строительство в нижнем пласте выше водонефтяного контакта горизонтальной добывающей скважины, выше которой строят нагнетательную скважину с дополнительными стволами, вскрывающими слабопроницаемый пропласток, закачку теплоносителя в обе скважины до прогрева межскважинного пространства продуктивных пластов, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины.

Новым является то, что в верхнем продуктивном пласте строят нагнетательную скважину, 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, при этом 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, причем количество закачиваемого теплоносителя и отбираемой продукции определяют из свойств вскрытых пластов в каждом дополнительном стволе благодаря регулируемым фильтрам.

На фиг. 1 показана закачка теплоносителя в пласт через нагнетательную горизонтальную скважину с дополнительными нисходящими стволами, вскрывающими слабопродуктивный пропласток и добывающую горизонтальную скважину.

На фиг. 2 показаны закачка теплоносителя в пласт через нагнетательную горизонтальную скважину с дополнительными нисходящими стволами, вскрывающими слабопродуктивный пропласток и отбор продукции из добывающей горизонтальной скважины и дополнительных нисходящих стволов, пробуренных до гидродинамического сообщения или соединения с добывающей скважиной.

Способ осуществляется следующим образом.

На послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума выделяют верхний 1 (фиг. 1, 2) и нижний 2 продуктивные пласты. Верхний 1 и нижний 2 продуктивные пласты разделены слабопродуктивным пропластком 3. В верхнем 1 продуктивном пласте бурят нагнетательную горизонтальную скважину 4. В нижнем продуктивном пласте 2 бурят добывающую горизонтальную скважину 5 выше водонефтяного контакта (на фиг. не показан).

В связи с тем, что в пределах любого пласта приемистость отдельных участков может значительно отличаться друг от друга, происходит неравномерное развитие паровой камеры, что приводит к снижению эффективности воздействия на пласт. С использованием гидродинамической модели производят расчет приемистости отдельных участков и определение формы паровой камеры по результатам замеров температуры и давления в соседних скважинах. После этого с целью увеличения приемистости участков с низкой проницаемостью и выравнивания формы паровой камеры производят строительство дополнительных нисходящих стволов 6 из нагнетательной горизонтальной скважины 4 через участки пластов 1, 2 с низкой приемистостью, вскрывающих слабопроницаемый пропласток 3, и дополнительных нисходящих стволов 7 через участки пластов 1, 2 с высокой проницаемостью до гидродинамического сообщения или соединения с добывающей горизонтальной скважиной 5. При выборе расстояния между дополнительными нисходящими стволами 6 и 7 учитывают технологические возможности бурового оборудования (на фиг. не показано) для их проводки, например, необходимо исключить вероятность попадания в соседний ствол при забуривании следующего ствола забойным двигателем с углом перекоса, исключить вероятность слома бурильных труб при бурении дополнительных восходящих стволов, обеспечить вымывание бурового шлама при бурении дополнительных восходящих стволов и так далее. Кроме этого учитывают возможность размещения между ними фильтров 8 с регулируемым пропусканием, например, патент РФ №2485290, спускаемых на колонне труб 9 и располагаемых напротив дополнительных стволов 6, а также пакеров 10, которые изолируют межтрубное пространство 11 нагнетательной скважины 4 между дополнительными стволами 6 и выше фильтров 8.

Осуществляют закачку теплоносителя 12 (фиг. 1) в скважины 4 и 5. При этом количество закачиваемого теплоносителя 12 в нагнетательную скважину 4 осуществляют в зависимости от приемистости участков пластов 1, 2 (чем ниже приемистость, тем больше закачивают пара, и наоборот) благодаря регулируемым фильтрам 8. После прогрева продуктивных пластов 1, 2 прекращают подачу теплоносителя 12 в добывающую горизонтальную скважину 5 и производят из нее отбор продукции 13 (фиг. 2). Кроме этого продукция 13 стекает из верхнего пласта 1 в добывающую скважину 5 по дополнительным нисходящим стволам 7, пробуренным до гидродинамического сообщения или соединения с ней. При этом в нагнетательную горизонтальную скважину 4 продолжают закачивать теплоноситель 12, что позволяет продолжать прогревать верхний 1 и нижний 2 пласты. Таким образом, последовательно производят закачку теплоносителя 12 (фиг. 1) в скважины 4, 5 и отбор продукции 13 (фиг. 2) из скважины 5 до полной выработки верхнего 1 (фиг. 1, 2) и нижнего 2 пластов. При этом в случае выработки запасов отдельных участков верхнего 1 и нижнего 2 пластов, вскрытых дополнительными нисходящими стволами 6, или прорыва через них теплоносителя 12 (фиг. 1), соответствующие им регулируемые фильтры 8 закрывают, а через другие продолжают закачку теплоносителя 12.

С использованием гидродинамической модели проведена сравнительная оценка эффективности предлагаемого способа и способа, взятого за прототип. Для модели заданы следующие параметры: верхний 1 пласт имеет температуру 20°C, давление - 0,5 МПа, нефтенасыщенность - 0,77 д. ед., пористость - 30%, проницаемость - 1,5 мкм2 и насыщен высоковязкой нефтью или битумом плотностью 956 кг/м3 и вязкостью 30000 мПа·с, а нижний 2 пласт - температуру 20°C, давление - 0,5 МПа, нефтенасыщенность - 0,6 д. ед., пористость - 30%, проницаемость - 1,5 мкм2 и насыщен высоковязкой нефтью или битумом плотностью 956 кг/м3 и вязкостью 30000 мПа·с. Верхний 1 и нижний 2 продуктивные пласты разделены слабопродуктивным пропластком 3 толщиной 3-5 м, имеющим температуру 20°C, давление - 0,5 МПа, нефтенасыщенность - 0,6 д. ед., пористость - 17%, проницаемость - 0,1 мкм2. Подошва нижнего 2 продуктивного пласта расположена на глубине 90-95 м. В верхнем 1 продуктивном пласте бурят нагнетательную горизонтальную скважину 4 длиной 450-500 м. В нижнем продуктивном пласте 2 бурят добывающую горизонтальную скважину 5 длиной 450-500 м выше водонефтяного контакта (на фиг. не показан) не менее чем на 2 м. В пластах 1 и 2 по результатам расчета заданы слабопроницаемые участки, через которые пробурены нисходящие дополнительные стволы 6, вскрывающие слабопроницаемый пропласток 3. Между каждой парой нисходящих дополнительных стволов 6 пробурены дополнительные стволы 7 до гидродинамического сообщения или соединения с добывающей горизонтальной скважиной 5 через участки с высокой проницаемостью. Расстояние между дополнительными стволами 6 и 7 - 40-45 м. В результате использования предлагаемого способа удается достичь относительного прироста коэффициента нефтеизвлечения на 16% и уменьшения расхода пара - на 12%.

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.

Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума, включающий определение в залежи двух продуктивных пластов, разделенных слабопроницаемым пропластком, строительство в нижнем пласте выше водонефтяного контакта горизонтальной добывающей скважины, выше которой строят нагнетательную скважину с дополнительными стволами, вскрывающими слабопроницаемый пропласток, закачку теплоносителя в обе скважины до прогрева межскважинного пространства продуктивных пластов, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины, отличающийся тем, что в верхнем продуктивном пласте строят нагнетательную скважину, 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, при этом 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, причем количество закачиваемого теплоносителя и отбираемой продукции определяют из свойств вскрытых пластов в каждом дополнительном стволе благодаря регулируемым фильтрам.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - повышение результативности флюидоизвлечения из флюидоносного пласта породы и повышение добычи углеводородных энергоносителей.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для добычи высоковязкой нефти посредством теплового воздействия на нефтяные пласты при подаче в них теплоносителя.

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.

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 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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовых нефтяных залежей с высоковязкой нефтью заводнением через многозабойные горизонтальные скважины. Способ разработки многопластового объекта с высоковязкой нефтью включает бурение добывающих и нагнетательных скважин, спуск электронагревателей в нагнетательные скважины, закачку холодного рабочего агента в нагнетательные скважины, разогрев рабочего агента с помощью электронагревателей в скважине. Осуществляют закачку нагретого рабочего агента в продуктивные пласты. Производят отбор продукции добывающими скважинами. При этом выбирают объект, в котором хотя бы один из пластов имеет вязкость более 200 мПа·с. В каждый продуктивный пласт из вертикальной нагнетательной скважины бурят боковые горизонтальные стволы, либо бурят многозабойную горизонтальную нагнетательную скважину с проводкой горизонтальных стволов в каждом пласте. В пласте с наименьшей проницаемостью kmin бурят горизонтальный ствол длиной Lkmin, в остальных пластах - пропорционально соотношению проницаемостей по приведенному матемалическому выражению. Все горизонтальные стволы размещают параллельно фронту вытеснения к добывающей скважине. В качестве рабочего агента используют воду. В каждый горизонтальный ствол спускают на кабеле забойный нагреватель мощностью Wn, позволяющий повышать температуру воды в данном стволе до Tn, и постепенно снижать вязкость нефти в каждом пласте до одинакового значения µ′ по мере закачки нагретой воды. Температуру Тn определяют для значения µ′ по графикам зависимости вязкости нефти от температуры для каждого пласта. Забойные нагреватели размещают в центре горизонтальных стволов. Закачку воды в нагнетательную скважину ведут через термоизолированную трубу с установленным в межтрубном пространстве выше верхнего продуктивного пласта пакером. Процесс закачки осуществляют циклически с периодом закачки tз и периодом выдержки t на нагрев воды, причем t≥tз, на время периода закачки tз забойные нагреватели отключают, при превышении расстояния между пластами по глубине более чем на 30 м. Закачку ведут с помощью оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации, мощность Wn забойных нагревателей рассчитывают по приведенному математическому выражению. Техническим результатом является повышение нефтеотдачи нефтяной залежи. 2 пр., 3 ил.

Группа изобретений относится к способу соединения изолированных проводников при обработке подземного пласта. Способ соединения концов двух изолированных проводников включает в себя соединение концевого участка сердечника первого изолированного проводника с концевым участком сердечника второго изолированного проводника. При этом по меньшей мере часть концевых участков сердечников по меньшей мере частично оголена. Помещают электроизоляционный материал поверх оголенных участков сердечников. Помещают втулку поверх концевых участков двух соединяемых изолированных проводников. Причем втулка имеет один или несколько поднятых участков. При этом концевые участки содержат оголенные участки сердечников. Соединяют втулку с оболочками изолированных проводников. Осуществляют механическое сжатие поднятых участков втулки до тех пор, пока поднятые участки втулки не будут иметь диаметр, по существу, аналогичный диаметру остальной части втулки. Причем при сжатии поднятых участков втулки происходит спрессовывание электроизоляционного материала внутри втулки. Техническим результатом является повышение эффективности соединения и увеличение электроизолирующих свойств. 2 н. и 11 з.п. ф-лы, 54 ил.

Изобретение относится к добыче природного газа из газогидратных месторождений и газовых месторождений, характеризующихся выпадением гидратов в призабойной зоне пласта. Технический результат - большая мощность воздействия на пласт без риска разрушения конструкции скважины. Способ разработки газогидратных залежей включает прогрев продуктивного пласта в призабойной зоне посредством акустического воздействия, при этом применяют акустический излучатель с диапазоном частот от 20 до 30 кГц и подводимой мощностью от 15 до 20 кВт, в конструкции которого используют ультразвуковую развязку, усиливающую звуковое излучение за счет геометрии конструкции и имеющую в своей конструкции вакуумную полость в форме призмы для поворота продольных звуковых волн на 90° и наружную боковую поверхность в форме вогнутой линзы для произведения цилиндрической фокусировки звукового излучения на расстоянии от 5 до 15 метров от оси скважины. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.
Наверх