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


 


Владельцы патента RU 2582529:

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

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.

.

 

Предложение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой залежи высоковязкой нефти или битума.

Известен способ теплового вытеснения нефти из горизонтальной скважины (патент RU №2067168, МПК6 Е21В 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 Е21В 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 продуктивного пласта, 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 продуктивных пластов, разделенных слабопроницаемыми пропластками, строительство в нижнем пласте выше водонефтяного контакта горизонтальной скважины с восходящими стволами, вскрывающими верхние пласты, закачку теплоносителя и отбор продукции.

Новым является то, что 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.

На фиг. 1 показана закачка теплоносителя в пласт через горизонтальную скважину с боковыми восходящими стволами, вскрывающими слабопродуктивный пропласток.

На фиг. 2 показан отбор продукции из пласта через горизонтальную скважину с восходящими стволами, вскрывающими слабопродуктивный пропласток. Способ осуществляется следующим образом.

На послойно-зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума выделяют продуктивные пласты 1, 2 (фиг. 1, 2), разделенные слабопродуктивным пропластком 3. Бурят скважину 4 с размещением горизонтального участка 5 ниже слабопродуктивного пропластка 3 и выше водонефтяного контакта (на фигурах не показано) на 2 м. Осуществляют проводку из горизонтального участка 5 дополнительных восходящих стволов 6 с пересечением слабопродуктивного пропластка 3. При выборе расстояния между дополнительными восходящими стволами 6 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 7 с регулируемым пропусканием, например патент РФ №2485290, спускаемых на колонне труб 8 и располагаемых напротив дополнительных восходящих стволов 6, а также пакеров 9, которые изолируют межтрубное пространство 10 горизонтального участка 5 между фильтрами 7 и выше них.

Осуществляют закачку теплоносителя 11 (фиг. 1) в скважину 4, причем количество закачиваемого теплоносителя 11 определяют из свойств вскрытых пластов 1, 2 (чем ниже приемистость пласта и выше вязкость нефти, тем больше закачивают пара, и наоборот) в каждом дополнительном восходящем стволе 6 благодаря регулируемым фильтрам 7. После прогрева продуктивных пластов 1, 2 прекращают подачу теплоносителя 11 в скважину и производят отбор продукции 12 (фиг. 2), при этом количество отбираемой продукции 12 определяют из свойств вскрытых пластов 1, 2 (чем выше пористость, проницаемость и нефтенасыщенность пласта, тем больше отбирают продукции, и наоборот) в каждом дополнительном восходящем стволе 6 благодаря регулируемым фильтрам 7. Таким образом, последовательно производят закачку теплоносителя 11 (фиг. 1) и отбор продукции 12 (фиг. 2) до полной выработки пласта. При этом в случае выработки запасов участков продуктивных пластов 1, 2, вскрытых дополнительными восходящими стволами 6, соответствующие им регулируемые фильтры 8 закрывают, а из других продолжают отбор продукции 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°С, 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°С, 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°С, 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 нижнем продуктивном пласте 2 бурят скважину 4 с размещением горизонтального участка 5 длиной 450-500 м ниже слабопродуктивного пропластка 3 и выше водонефтяного контакта на 2 м. В пластах 1 и 2 по результатам расчета заданы слабопроницаемые участки, через которые из горизонтального участка 5 скважины 4 пробурены восходящие дополнительные стволы 6, вскрывающие слабопроницаемый пропласток 3. Расстояние между восходящими дополнительными стволами - 40-45 м. В результате использования предлагаемого способа удается достичь относительного прироста коэффициента нефтеизвлечения на 14% и уменьшения расхода пара - на 9%.

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 продуктивного пласта, 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 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, отличающийся тем, что 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, причем 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.



 

Похожие патенты:

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.

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.

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.

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 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.

Группа изобретений относится к устройству и способу извлечения углеводородсодержащего вещества, в частности битума или сверхтяжелой нефти, из пластового резервуара. К пластовому резервуару может быть подведена тепловая энергия для уменьшения вязкости вещества, для чего предусмотрен по меньшей мере один проводящий контур для подачи индуктивного напряжения на пластовый резервуар в качестве электрического/электромагнитного нагревателя. При этом проводник проводящего контура по меньшей мере на одном участке окружен жидкостным трубопроводом. Причем жидкостный трубопровод является перфорированным так, что при подаче жидкости жидкость через перфорацию проникает из жидкостного трубопровода в пластовый резервуар. Причем жидкостный трубопровод выполнен в виде множества шлангов и/или труб, причем проводник окружен множеством шлангов и/или труб. Техническим результатом является повышение эффективности извлечения углеводородсодержащего вещества. 3 н. и 9 з.п. ф-лы, 9 ил.

Изобретение относится к огневым устройствам, системам и способам и может быть использовано для получения пара при добыче углеводородов. Устройство для огневого получения пара 10 содержит камеру сгорания, имеющую стороны входа и выхода, корпус коллектора, соединенный со стороной входа камеры сгорания и выполненный с возможностью ввода в камеру сгорания топлива и окислителя, наружный корпус 11, образующий камеру хладагента 30 между его внутренней поверхностью и наружной поверхностью камеры сгорания, и множество сходящихся впускных отверстий 31 для подачи хладагента из камеры хладагента 30 в камеру сгорания. Сходящиеся впускные отверстия 31 для хладагента расположены радиально вокруг камеры сгорания и выполнены с возможностью формирования сужающегося-расширяющегося сопла из хладагента, подаваемого в камеру сгорания на стороне выхода или вблизи стороны выхода камеры сгорания, когда продукты сгорания проходят через него. В качестве хладагента используют воду. Изобретение позволяет увеличить добычу углеводородов из подземных углеводородных пластов, повысить эффективность, надежность и износостойкость огневых устройств при долговременной постоянной эксплуатации. 7 н. и 40 з.п. ф-лы, 12 ил.

Группа изобретений относится к добыче углеродсодержащего вещества из подземного месторождения. Технический результат - оптимизация индуктивного нагрева резервуара для снижения вязкости при добыче углеродсодержащего вещества, понижение потребления воды, ускорение добычи, увеличение добычи. Устройство для добычи углеводородсодержащего вещества из резервуара содержит по меньшей мере один проводящий шлейф для индуктивного обтекания током для электрического и/или электромагнитного нагрева резервуара для снижения вязкости углеводородсодержащего вещества, также предусмотрена направляющая флюида для транспортировки и ввода растворителя-флюида в резервуар для дальнейшего снижения вязкости вещества, причем направляющая флюида перфорирована, так что при подаче растворителя-флюида растворитель-флюид через перфорацию вытесняется из направляющей флюида в резервуар, при этом направляющая флюида расположена внутри проводника проводящего шлейфа свободно от электромагнитного поля. 2 н. и 11 з.п. ф-лы, 11 ил.
Наверх