Способ термической добычи нефти



Способ термической добычи нефти
Способ термической добычи нефти
Способ термической добычи нефти

Владельцы патента RU 2602094:

Косолапов Анатолий Фёдорович (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение коэффициента извлечения нефти до 90% на любых месторождениях с угольными пластами, в т. ч. на полностью обводненных и выработавших запасы. Способ термической добычи нефти из нефтеносного пласта, расположенного выше или ниже угольного пласта, включает бурение нагнетательной, нефтедобывающих, дутьевых, газоотводящих скважин, создание в угольном пласте очага горения. Причем дутьевые горизонтальные обсаженные скважины бурят в угольном пласте в направлении к нагнетательной скважине. Между ними в угольном пласте в направлении к нагнетательной скважине бурят газоотводящие вертикально-горизонтальные скважины, обсаженные перфорированными трубами. В промежутках между дутьевыми и газоотводящими скважинами бурят в нефтеносном пласте в направлении к нагнетательной скважине нефтедобывающие вертикально-горизонтальные необсаженные или обсаженные перфорированными трубами скважины. Между забоями дутьевых и газоотводящих скважин осуществляют гидроразрыв угольного пласта и огневую сбойку при подаче дутья. Создают в угольном пласте круговой фронт горения угля и синфазный с ним круговой пароводяной фронт вокруг нагнетательной скважины, через сутки начинают нагнетать воду в нагнетательную скважину, после чего запускают нефтедобывающие скважины и начинают отбор нефти. 2 ил.

 

Предлагаемое изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при термической добыче нефти.

Известен целый ряд тепловых способов добычи нефти. Один из которых - «Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием внутрипластового горения» [Патент РФ №2494242, МПК Е21В 43/243], в котором обеспечивается более быстрый рост средней температуры по залежи и более высокое значение добычи вязкой нефти уже на начальном этапе ее разработки.

Способ внутрипластового горения (ВГ) широко применяется при добыче высоковязкой нефти и битумов с обводненностью не более 40%. Свыше этой обводненности высоковязкая нефть и битумы горят плохо. В практике термической добычи обычной (низковязкой) нефти способ ВГ широкого распространения не получил. Хотя нефтеотдача (коэффициент извлечения обычной нефти КИН) в слабо обводненных пластах при ВГ достигает 70%, а потери составляют всего лишь 15% сгораемой нефти.

Наиболее близким прототипом является «Способ термической добычи нефти» [Патент РФ №2057917, МПК Е21В 43/243], предусматривающий наличие угольных пластов, залегающих как выше, так и ниже нефтеносного пласта. При этом вскрытие нефтеносного и угольного пластов осуществляют соответственно горизонтальными и вертикальными скважинами, затем соединяют их между собой, а очаг горения создают в угольном пласте, причем нагнетание в нефтеносный пласт горячего газового агента осуществляют по газоотводящим скважинам без извлечения его на дневную поверхность. Давление в очаге горения, созданном в угольном пласте, поддерживают на уровне не меньше суммарного гидравлического сопротивления скважин и нефтеносного пласта, а извлечение нефтегазовой смеси осуществляют через эксплуатационные скважины в циклическом режиме.

Но [Байбаковым Н.К. и Гарушевым А.Р. «Тепловые методы разработки нефтяных месторождений», М., Недра, 1981, на стр. 68] установлено, что горячим газом конечный коэффициент вытеснения нефти составляет только 46%. Самым эффективным вытесняющим теплоносителем является пар с конечным коэффициентом вытеснения около 90%. Пар на линии насыщения пароводяной смеси с температурой 340-350° при давлении 14-15 МПа становится не только вытеснителем, но и эффективным химическим растворителем нефти, обеспечивая наивысший коэффициент вытеснения 90% [Чекалюк Э.Б., Оганов К.А. «Тепловые методы повышения отдачи нефтяных залежей», Киев, Наукова думка, 1979].

Целью предлагаемого изобретения является устранение указанных недостатков.

Поставленная цель достигается тем, что создающееся тепловое поле в процессе горения угольного пласта используют для контактного нагрева нефтеносного пласта, залегающего через глинистый пласт-перемычку выше или ниже угольного, и создания в нем пароводяного фронта с температурой пара на линии насыщения, для чего бурят дутьевые горизонтальные обсаженные скважины в угольном пласте в направлении к нагнетательной скважине, между ними в угольном пласте в направлении к нагнетательной скважине бурят газоотводящие вертикально-горизонтальные скважины, обсаженные перфорированными трубами, в промежутках между дутьевыми и газоотводящими скважинами бурят в нефтеносном пласте в направлении к нагнетательной скважине нефтедобывающие вертикально-горизонтальные необсаженные или обсаженные перфорированными трубами скважины, между забоями дутьевых и газоотводящих скважин осуществляют гидроразрыв угольного пласта и огневую сбойку при подаче дутья, создают в угольном пласте круговой фронт горения угля и синфазный с ним круговой пароводяной фронт вокруг нагнетательной скважины, через сутки начинают нагнетать воду в нагнетательную скважину, после чего запускают нефтедобывающие скважины и начинают отбор нефти.

На фиг. 1 показано тепловое поле горящего угольного пласта, смежного глинистого пласта и вышележащего нефтеносного пласта (симметричное поле нижележащего нефтеносного пласта с нижним пластом-покрышкой не показано), 1 - глинистая покрышка; 2 - нефтеносный пласт; 3 - глинистый пласт-перемычка (кровля угольного пласта); 4 - угольный пласт; 5 - глинистая почва угольного пласта (глинистая покрышка нижележащего нефтеносного пласта); 6 - огневой фронт горения; 7 - очаг горения; 8 - зола; 9 - обрушенная порода пласта-перемычки; 10 - пароводяной фронт; 11 - вытесняемая нефть; 12 - нагнетаемая вода.

На фиг. 2 показана схема одного из вариантов расположения скважин при термической добыче нефти, 1 - дутьевые горизонтальные скважины; 2 - газоотводящие горизонтальные скважины; 3 - нефтедобывающие горизонтальные скважины; 4 - нагнетательная скважина; 5 - круговой огневой фронт горения угля и синфазный с ним круговой пароводяной фронт. Стрелками показаны направления движения соответственно воздуха, газа и пароводяного фронта.

Тепловое поле (нелинейное) очага горения 7 угольного пласта 4 с максимальной температурой 2000°С, показанное на фиг. 1 изолиниями равных температур, за счет температуропроводности смежного глинистого пласта-перемычки 3 достигает нефтеносного пласта 2 при температуре 425°С в его подошве, а в кровле - до 350°С. Покрышкой 1 нефтеносного пласта 2 и почвой 5 угольного пласта 4 являются глинистые пласты. Образованный пароводяной фронт 10 на изолинии 350°С нагревает нагнетаемую в пласт воду 12 и вытесняет нефть 11 из нефтеносного пласта 2. В очаге горения 7 огневой фронт 6 по мере сгорания угля перемещается, оставляя золу 8, а глинистые породы 9 пласта-перемычки 3 плавно обрушаются, забутовывая выжженное пространство в очаге горения 7. Передний фронт теплового поля более крутой за счет анизотропии температуропроводности (вдоль пластов она выше, чем поперек).

Температура пароводяной смеси 350°С выбрана на примере Арланского (Башкортостан) нефте-угольного месторождения на глубине 1200-1400 м, на которой давление 14 МПа. Именно при этом давлении пар выходит на линию насыщения. Аналогичные условия на нефте-угольных месторождениях Татарстана. На других месторождениях температура пароводяной смеси выбирается в соответствии с глубиной залегания нефте-угольной пары пластов.

Создаваемое сгоранием угля тепловое поле находится через теплопроводность пластов λ, взаимосвязанную с их температуропроводностью α, теплоемкостью Ср и плотностью ρ следующим выражением [7]:

где α - средняя температуропроводность песчано-глинистых пород нефтеносного пласта и пласта-перемычки равна 0,814·10-6 м2/с; Ср - теплоемкость пластов (904 Дж/кг·град); ρ - плотность пород (2400 кг/м3).

В то же время теплопроводность пластов λ определяется через тепловой поток, создаваемый сгоранием угля из выражения:

где Q - теплота сгорания угля, равная 25 МДж для длиннопламенной марки Д (Арланское месторождение); ΔТ - перепад температуры (2000-350=1650°С) в толще пород в интервале Δh (м); S - единичная площадь теплового потока (1 м2); t - время прогрева толщи пород (1 сутки=86400 с).

Подставив выражение (2) в (1), получим:

Из выражения (3) найдем толщину песчано-глинистых пород Δh, прогреваемую в границах теплового поля:

Подставив в (4) численные значения, получим искомую толщину прогреваемых песчано-глинистых пород Δh:

Δn=0,814·10-6·1650·904·2400·1·86400/25·106=10,1 м.

Полученная величина Δh подтверждает возможность контактного нагрева тепловым полем нефтеносного пласта толщиной 5 м через пласт-перемычку 5 м до температуры 350-400°С в течение суток, при которой создается пароводяная смесь на линии насыщения пара, вытесняющая до 90% нефти из нефтеносного пласта.

Для прогрева 1 м нефтеносного пласта необходимо 0,25-2,72 Гкал тепла в зависимости от времени нагрева [Байбаков Н.К. … стр. 154]. Для нагрева 5-метрового пласта в течение суток требуется 0,75·5=3,75 Гкал или 3,75·4,19=15,7 ГДж. При скорости горения угля марки Д 10 т/сут выделится тепла Q=25·10·103=250 ГДж. В окружающие угольный пласт горные породы уйдет 15% тепла. Это так называемые потери подземной газификации угля [Крейнин Е.В., Федоров Н.А., Звягинцев К.Н., Пьянкова Т.М. «Подземная газификация угольных пластов», М., Недра, 1982, стр. 15]. На одну сторону эти потери составят половину - 7,5% и пойдут по прямому назначению - созданию теплового поля в пласте-перемычке и в нефтеносном пласте. Это составит 250·0,075=18,75 ГДж, что превышает величину потребности нефтеносного пласта для нагрева его в течение суток (15,7 ГДж).

Предлагаемый способ предназначен не только для эксплуатируемых месторождений нефти, но и для полностью обводненных, выработавших запасы месторождений с конечным коэффициентом извлечения нефти КИН=0,35-0,45. Способ реализуется следующим образом.

В блоке из семи (фиг. 2) законсервированных или еще действующих эксплуатационных скважин (например, по треугольной сетке) бурятся с боковой зарезкой шесть дутьевых горизонтальных обсаженных скважин 1 в угольном пласте в направлении к одной центральной, которую оставляют в качестве нагнетательной 4. Между ними вновь бурятся в том же направлении еще шесть вертикально-горизонтальных скважин в угольном пласте, обсаженных перфорированными трубами, которые предназначены в качестве газоотводящих 2. В промежутках между дутьевыми и газоотводящими скважинами вновь бурятся в том же направлении двенадцать нефтедобывающих вертикально-горизонтальных необсаженных или обсаженных перфорированными трубами скважин в нефтеносном пласте, которые предназначены в качестве нефтедобывающих 3. Таким образом, подготовлены условия в угольном пласте для кругового фронта горения угля и синфазного с ним кругового пароводяного фронта 5 вокруг нагнетательной скважины.

После подготовки всего блока, либо частично, между забоями дутьевых и газоотводящих скважин осуществляют гидроразрыв угольного пласта и огневую сбойку при подаче дутья. Когда все дутьевые и газоотводящие скважины запущены и образовавшийся вокруг нагнетательной скважины круговой огневой фронт горения через сутки прогреет нефтяной пласт до температуры 350-400°С, начинают нагнетать воду в нагнетательную скважину. После чего запускаются нефтяные эксплуатационные скважины и начинается отбор нефти. Нефть из выработанной залежи будет обводненной, но коэффициент извлечения ее будет достигать 90%. Так как в очаге горения температура достигает 2000°С (при парокислородном дутье), то стальные обсадные трубы на забое дутьевых скважин по мере перемещения очага горения оплавляются. При воздушном дутье температура в очаге горения снижается до 1600°С, трубы также оплавляются, но скорость огневого фронта понижается, время прогрева нефтяного пласта увеличивается и темпы нагнетания воды и отбора нефти соответственно снижаются.

Технический эффект: возможность использования способа на полностью обводненных, выработавших запасы месторождениях с высоким коэффициентом извлечения нефти до 90%.

Способ термической добычи нефти из нефтеносного пласта, расположенного выше или ниже угольного пласта, включающий бурение нагнетательной, нефтедобывающих, дутьевых, газоотводящих скважин, создание в угольном пласте очага горения, отличающийся тем, что дутьевые горизонтальные обсаженные скважины бурят в угольном пласте в направлении к нагнетательной скважине, между ними в угольном пласте в направлении к нагнетательной скважине бурят газоотводящие вертикально-горизонтальные скважины, обсаженные перфорированными трубами, в промежутках между дутьевыми и газоотводящими скважинами бурят в нефтеносном пласте в направлении к нагнетательной скважине нефтедобывающие вертикально-горизонтальные необсаженные или обсаженные перфорированными трубами скважины, между забоями дутьевых и газоотводящих скважин осуществляют гидроразрыв угольного пласта и огневую сбойку при подаче дутья, создают в угольном пласте круговой фронт горения угля и синфазный с ним круговой пароводяной фронт вокруг нагнетательной скважины, через сутки начинают нагнетать воду в нагнетательную скважину, после чего запускают нефтедобывающие скважины и начинают отбор нефти.



 

Похожие патенты:

Группа изобретений относится, главным образом, к способам и системам для добычи углеводородов из различных подземных пластов. Способ поставки тепловой энергии в горизонтальный ствол скважины, расположенный в подземном пласте, через соединенный с ним вертикальный канал включает нагрев теплопередающей среды в нагревателе, расположенном на поверхности.

Группа изобретений относится к тепловым способам извлечения углеводородов из подземных формаций. Технический результат - увеличение добычи продукции при таком же количестве вводимого пара, повышение тепловой эффективности, снижение поверхностного натяжения нефть-вода.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородных пластов сверхвязкой нефти. Технический результат - повышение коэффициента нефтеизвлечения неоднородных пластов сверхвязкой нефти.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке пластов с высоковязкой нефтью и наличием подошвенной воды небольшой толщины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины, добывающей вязкую нефтяную эмульсию. Способ эксплуатации скважины включает оборудование скважины колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) с штанговым глубинным насосом, фильтром, кабелем и капиллярным трубопроводом.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой нефти. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для разработки залежи высоковязкой нефти и битума путем нагревания. Технический результат - повышение эффективности прогревания залежи, увеличение охвата залежи прогреванием, повышение объемов отбора нефти и битума, надежность способа.

Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - повышение эффективности и результативности процесса флюидоизвлечения из флюидоносного пласта.

Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - повышение эффективности процесса флюидоизвлечения из продуктивного пласта породы, повышение интенсивности и полноты извлечения флюидов, разработка многопластовых залежей высоковязких углеводородных энергоносителей.

Изобретение относится к области разработки газогидратных месторождений углеводородов. Технический результат - повышение эффективности способа за счет увеличения отбора газа, продление срока безгидратной эксплуатации скважин и сокращение энергозатрат. Способ заключается в том, что производят бурение основной скважины со вскрытием продуктивного пласта и нижележащего водоносного пласта, в пробуренной скважине осуществляют перфорацию в зоне продуктивного пласта и нижележащего водоносного пласта. Затем осуществляют спуск в основную скважину насосно-компрессорных труб с погружной насосной установкой и производят отбор газожидкостной смеси на границе газоводяного контакта продуктивного пласта с одновременной сепарацией газожидкостной смеси в скважине. Добычу газа осуществляют по затрубному пространству, а жидкости с растворенным газом - по насосно-компрессорным трубам. Эту жидкость с помощью вышеупомянутой погружной насосной установки закачивают в нижележащий водоносный пласт. При этом производят дополнительно бурение, по меньшей мере, двух перепускных скважин по периферии залежи со вскрытием нижележащего водоносного пласта. Осуществляют их перфорацию в зоне продуктивного пласта и водоносного пласта. В процессе отбора газожидкостной смеси осуществляют перепуск термальной пластовой минерализованной воды из нижележащего водоносного пласта в вышележащий продуктивный пласт для тепловой диссоциации гидрата с обеспечением циркуляции термальной пластовой воды и воды диссоциации гидрата между продуктивным пластом и нижележащим водоносным пластом без подъема воды на поверхность. В процессе отбора газожидкостной смеси производят снижение давления в призабойной зоне газогидратного пласта до величины, обеспечивающей начало диссоциации гидрата. 1 пр., 1 ил.

Изобретение относится к области нефтегазодобычи и предназначено для проточной тепловой обработки пластового флюида как в призабойной зоне продуктивного пласта (ПЗП) с высоковязкой нефтью, так и в колонне насосно-компрессорных труб (НКТ), с целью снижения вязкости нефти и исключения образования асфальтосмолопарафиновых пробок. Скважинный электронагреватель, встраиваемый в колонну НКТ, включает НКТ, концевые участки которой выполнены с возможностью встраивания ее в колонну НКТ, кожух, концентрично установленный относительно НКТ, и нагревательные элементы, установленные между указанной трубой и кожухом, подключенные к токоподводящему кабелю. При этом кожух выполнен металлическим и установлен относительно НКТ с образованием кольцевого пространства, загерметизированного со стороны торцов кожуха. Причем в указанном кольцевом пространстве размещен по меньшей мере один снабженный термостойким изолятором нагревательный элемент, выполненный в виде дугообразного пластинчатого электрода, нижний конец которого погружен в электролит, частично заполняющий кольцевое пространство. Верхний конец электрода подключен к токоподводящему кабелю через узел ввода последнего в кольцевое пространство. При этом нагреватель снабжен по меньшей мере одним датчиком измерительного контроля, питание которого и снятие показателей с которого производится через указанный токоподводящий кабель. Техническим результатом является повышение надежности и эффективности работы за счет упрощения конструкции и увеличения теплоотдачи, при одновременном обеспечении универсальности за счет возможности его использования для тепловой обработки пластового флюида как в ПЗП, так и в колонне НКТ. 12 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - повышение флюидоотдачи пласта породы и повышение добычи углеводородных энергоносителей - флюидов, обеспечение контроля и регулирования процесса внутрипластового горения и прогрева горных пород. В способе разработки залежи высоковязкой нефти и/или природных битумов бурят горизонтальную добывающую скважину над подошвой продуктивного пласта, параллельно первой горизонтальной добывающей скважине на одной глубине и в одном направлении бурят вторую горизонтальную добывающую скважину, между ними параллельно на одной глубине и в одном направлении бурят нагнетательную горизонтальную скважину. В нагнетательную скважину 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, исходя из свойств нефтеносной породы. Производят закачку нагретого рабочего агента в продуктивный пласт, прогревают продуктивный пласт до температуры воспламенения 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 добывающих скважин 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 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 устьев добывающих скважин не менее чем на длину расстояния между пакерами, пакеры приводят в рабочее состояние и продолжают отработку следующей зоны продуктивного пласта, прорабатывая весь горизонтальный участок нагнетательной скважины. В отработанный интервал производят закачку водоизолирующего состава. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - повышение результативности процесса флюидоизвлечения из многопластовых залежей высоковязких углеводородных энергоносителей, повышение интенсивности и полноты извлечения углеводородных энергоносителей. Способ разработки залежей высоковязкой нефти или битумов включает бурение добывающих горизонтальных скважин, бурение над ними нагнетательных горизонтальных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие горизонтальные скважины. При этом добывающую и нагнетательную скважины выполняют многоствольными с одинаковым количеством стволов в соответствии с количеством разрабатываемых продуктивных пластов, причем стволы выполняют с горизонтальными участками в продуктивных пластах, расположенными параллельно друг другу в одном направлении. Горизонтальные стволы скважин равномерно перфорируют, скважины оснащают устройствами контроля температуры и давления. Стволы нагнетательной скважины оборудуют пакерами. Через межпакерный участок ствола нагнетательной скважины производят закачку инертного нагретого рабочего агента в продуктивные пласты, прогревают продуктивный пласт до температуры самовоспламенения внутрипластового углеводородного флюида, производят замену инертного рабочего агента на кислородосодержащий рабочий агент, закачивая который поджигают углеводородный флюид в пласт. Отслеживая и поддерживая условия сохранения и распространения фронта горения в продуктивном пласте, прогревают ограниченный пакерами участок пласта до состояния текучести углеводородного флюида и производят отбор нагретого продукта, а поддержание пластовой температуры в обеспечивающих текучесть флюида пределах осуществляют путем изменения объема закачки кислородосодержащего рабочего агента. После полной выработки зоны продуктивного пласта в межпакерном участке закачку кислородосодержащего рабочего агента временно прекращают, колонну труб с отверстиями и с двумя ограничивающими пакерами передвигают в направлении устья нагнетательной скважины не менее чем на длину расстояния между пакерами, пакеры приводят в рабочее состояние и продолжают отработку следующей зоны продуктивного пласта, прорабатывая весь горизонтальный участок нагнетательной скважины. 1 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 пр.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к термохимической обработке продуктивного пласта для снижения вязкости нефти и увеличения продуктивности скважин. Технический результат - повышение эффективности способа обработки за счет возможности разогрева пласта, прилегающего к скважине на удаленном расстоянии, и контроля за этим разогревом. Способ заключается в том, что на скважине осуществляют монтаж оборудования для закачки химических компонентов энерговыделяющих смесей. В скважину опускают насосно-компрессорные трубы с насосом и высокотемпературную систему с датчиками давления и температуры для контроля процессов химической реакции в режиме реального времени. Датчики температуры и давления размещают на расстоянии, например, 100-150 метров от призабойной зоны. Непосредственно в зоне реакции размещают второй датчик температуры. Через насосно-компрессорные трубы закачивают химические компоненты энерговыделяющих смесей для возбуждения экзотермической реакции. После закачки реагентов осуществляют откачку продуктов реакции за счет создания депрессии в стволе скважины. Одновременно с откачкой продуктов реакции из пласта замеряют ее температуру вторым датчиком температуры. При значительном изменении температуры, например на 5о С на 1 м3 откачиваемой жидкости, закачивают дополнительные химические компоненты энерговыделяющих смесей. После этого опять создают депрессию в стволе скважины и откачивают продукты реакции из пласта. Откачку и закачку производят периодически в соответствии с показаниями первого и второго датчиков температуры. Незначительным изменением температуры экзотермической реакции, например, уменьшением ее на 1о С на 1 м3 откачиваемой жидкости, свидетельствуют об охвате планируемого пространства пласта экзотермической реакцией. Работу заканчивают с откачкой продуктов реакции в количестве, равном закачиваемому объему химических компонентов энерговыделяющих смесей.

Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - повышение извлекаемой доли содержащегося в продуктивном пласте породы углеводородного флюида, повышение объема добычи углеводородных энергоносителей - флюидов, обеспечение инициирования, поддержания, контроля и регулирования внутрипластового горения углеводородного флюида продуктивного пласта и прогрева горных пород. В способе разработки залежи углеводородных флюидов, включающем строительство добывающей горизонтальной скважины, над подошвой продуктивного пласта параллельно первой горизонтальной добывающей скважине на одной глубине и в одном направлении с ней бурят вторую горизонтальную добывающую скважину, между ними параллельно и эквидистантно им на одной глубине и в противоположном направлении бурят нагнетательную горизонтальную скважину. В нагнетательную скважину 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, исходя из свойств нефтеносной породы. 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 добывающих скважин 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 межскважиннй и призабойных зонах скважин, а поддержание пластовой температуры в необходимых рамках осуществляют путем изменения температуры и расхода подаваемого 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 устьев нагнетательной скважины не менее чем на длину расстояния между пакерами, пакеры приводят в рабочее состояние и продолжают отработку следующей зоны продуктивного пласта, прорабатывая весь горизонтальный участок нагнетательной скважины. В отработанный интервал производят закачку водоизолирующего состава. 1 з.п. ф-лы, 3 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи при добыче высоковязкой нефти, повышение равномерности вытеснения нефти. Способ паротеплового воздействия на залежь высоковязкой нефти включает бурение рядов нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин, закачку пара через нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин. При этом ряды нагнетательных горизонтальных скважин и ряды добывающих горизонтальных скважин чередуют, отношение длины горизонтальных скважин к расстоянию между ближайшими рядами скважин составляет не менее 3, нагнетательные скважины делят на изолированные друг от друга секции, положение границ изолированных секций выбирают в точках с максимальным градиентом параметров, получаемых в ходе геофизических исследований, пар закачивают в секции раздельно с возможностью регулирования его расхода. 4 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение охвата вытеснением и нефтеотдачи, снижение затрат вытесняющего агента на добычу нефти за счет более рационального использования введенного в пласт тепла. В способе разработки неоднородных пластов, включающем закачку вытесняющих агентов через нагнетательные скважины и обработки призабойных зон скважин методом внутрипластового горения, при разработке неоднородных пластов, представленных разнопроницаемыми пластами (пропластками), разделенными непроницаемыми перемычками непродуктивных пород с толщинами от 0.5 до 3 метров, при обработке призабойных зон скважин методом внутрипластового горения температуру фронта горения поддерживают на уровне и в течение времени, достаточных для создания зоны развития проницаемости в непроницаемых перемычках непродуктивных пород и обеспечения вертикальной фильтрации флюидов через созданную зону, при этом внутрипластовое горение инициируют в пласте (пропластке) с наименьшей проницаемостью. 4 з.п. ф-лы, 2 ил., 2 пр.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - интенсификация добычи нефти и увеличение степени выработки запасов с одновременным снижением затрат на строительство скважин и минимизацией энергетических затрат на прогревание пласта, создание условий для периодического повышения температуры до 800-1200°C и более с распространением теплового фронта на заданную глубину от источника, сохранение в процессе прогрева фильтрационно-емкостных свойств призабойной зоны ствола, эксплуатируемого в режиме отбора продукции, а также сокращение числа спускоподъемных операций, повышение безопасности работ на скважинах. Способ разработки месторождений высоковязкой нефти с возможностью периодического прогрева пласта характеризуется тем, что строят скважину с дуальной системой вертикального и бокового стволов, причем оба ствола сообщают с одним и тем же продуктивным пластом, забой бокового ствола располагают в 20-25 м от забоя вертикального ствола. В скважину перед началом эксплуатации спускают малогабаритное насосное оборудование и до забоя вертикального ствола параллельную колонну насосно-компрессорных труб с пакером, после чего инициируют процесс прогрева пласта по технологии термогазохимического воздействия, термобарохимической обработки в режиме газогидроразрыва пласта с применением высокотемпературных твердотопливных источников либо гидроокислительных или горючеокислительных составов с разогревом призабойного участка вертикального ствола на глубину, достаточную для охвата тепловым воздействием призабойного участка бокового ствола. Далее прогрев прекращают и начинают отбор продукции из бокового ствола, варьируя продолжительность цикла в зависимости от темпа снижения дебита. Затем отбор продукции прекращают и повторяют цикл прогрева пласта без подъема насосного оборудования из скважины, после чего вновь продолжают эксплуатировать боковой ствол в режиме отбора продукции. 1 табл., 2 ил.

Группа изобретений относится к разведке подводных месторождений углеводородов и более конкретно к узлу и способу подводной добычи газообразных углеводородов. Технический результат – повышение эффективности добычи. По способу подводной добычи газообразных углеводородов осуществляют доставку из определенного местоположения на поверхности моря по меньшей мере одного автономного самоходного бурового устройства на морское дно. Производят бурение с морского дна множества скважин в формации, содержащей углеводороды. Для этого используют по меньшей мере одно автономное самоходное буровое устройство. При этом каждая скважина имеет соответствующее место заложения скважины на морском дне. Устанавливают купол над местами заложения множества скважин на морском дне. Определяют наличие отложений углеводородов вблизи автономных самоходных буровых устройств при помощи датчиков, установленных по меньшей мере на одном автономном самоходном буровом устройстве. Осуществляют сублимацию отложений углеводородов с использованием механизма сублимации, установленного по меньшей мере на одном автономном самоходном буровом устройстве. В результате этого газообразные углеводороды выделяются из формации, содержащей углеводороды. Осуществляют сбор выделившихся газообразных углеводородов куполом. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 3 ил.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2016-11-10 2016-11-09T21:56:10
Наверх