Способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - снижение затрат энергии и времени на достижение гидродинамической связи между горизонтальными скважинами пары, исключение повышения давления в межскважинной зоне после начального прогрева. Способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума включает строительство пары горизонтальных верхней и нижней скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости продуктивного пласта и оснащены колоннами насосно-компрессорных труб (НКТ), позволяющих вести закачку теплоносителя и отбор продукции. В начале реализации способа закачку теплоносителя в виде пара осуществляют в нижнюю скважину, а отбор - из верхней скважины. После повышения температуры в верхней горизонтальной скважине на 20-40°С выше начала подвижности нефти в прискважинной зоне пласта закачку теплоносителя в нижнюю горизонтальную скважину прекращают с продолжением отбора из верхней скважины. При снижении температуры в верхней горизонтальной скважине более 10°С в первые сутки закачку теплоносителя в нижнюю горизонтальную скважину возобновляют до температуры в верхней горизонтальной скважине на 20-40°С выше начала подвижности нефти в прискважинной зоне пласта. Циклы повторяются до получения снижения температуры в верхней скважине со скоростью, равной или менее 10°С, или увеличения температуры в ней в первые сутки после остановки закачки теплоносителя, после чего верхнюю горизонтальную скважину переводят под закачку теплоносителя, а нижнюю горизонтальную скважину - под отбор до полной выработки месторождения. 1 ил., 1 пр.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой нефти или битума без больших затрат времени и средств на излив и на прогрев зон пласта, не охваченных прогревом и добычей.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти (патент RU №2340768, МПК Е21В 43/24, опубл. 10.12.2008, бюл. №34), включающий закачку теплоносителя через двухустьевую горизонтальную нагнетательную скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры и отбор продукции через двухустьевую горизонтальную добывающую скважину. Согласно изобретению прогрев продуктивного пласта начинают с закачки пара в обе скважины, разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость нефти или битума, а паровую камеру создают закачкой теплоносителя с возможностью пробивания последнего к верхней части продуктивного пласта и увеличения размеров паровой камеры в процессе отбора продукции. При отборе продукции снимают термограммы паровой камеры, анализируют состояние ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков. С учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем смены направления фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции. При этом объем закачки теплоносителя через устья нагнетательной скважины и/или отбор продукции через устья добывающей скважины изменяют в соотношении, %: (10-90):(90-10).

Недостатками способа являются технологическая сложность его реализации, в частности, бурение двухустьевых скважин со сложной системой обвязки, а также необходимость снижения давления в добывающей скважине после начального прогрева скважин паром, в связи с чем приходится ставить скважину на излив.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума (патент RU №2379494, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.01.2010, бюл. №2), включающий использование пары горизонтальных нагнетательной и добывающей скважин. Горизонтальные участки этих скважин размещают параллельно один над другим в вертикальной плоскости продуктивного пласта. Скважины оснащают колонной насосно-компрессорных труб (НКТ), что позволяет вести одновременно закачку теплоносителя и отбор продукции, закачку теплоносителя, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции через добывающую скважину и контроль технологических параметров пласта и скважины. Согласно изобретению окончания колонн НКТ располагают на противоположных концах условно горизонтального участка скважин. Прогрев продуктивного пласта начинают с закачки пара в обе скважины, разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость высоковязкой нефти. Закачкой теплоносителя, распространяющегося к верхней части продуктивного пласта, создают паровую камеру. Увеличивают размеры паровой камеры, в процессе отбора продукции, периодически, 2-3 раза в неделю, определяют минерализацию попутно отбираемой воды. Анализируют влияние изменения минерализации попутно отбираемой воды на равномерность прогрева паровой камеры. С учетом изменения минерализации попутно отбираемой воды осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем регулирования режима закачки теплоносителя или отбора продукции скважин до достижения стабильной величины минерализации попутно отбираемой воды.

Недостатками способа являются необходимость излива из нижней горизонтальной добывающей скважины в связи с повышенным давлением в межскважинной зоне пласта после начального прогрева этой зоны пласта (освоения), а также увеличение затрат тепловой энергии и времени для достижения гидродинамической связи между добывающей и нагнетательной горизонтальными скважинами.

Техническими задачами способа разработки месторождения высоковязкой нефти или битума являются снижение затрат тепловой энергии и времени для достижения гидродинамической связи между горизонтальными скважинами пары, исключение повышения давления в межскважинной зоне после начального прогрева, уменьшение времени начального прогрева межскважинной зоны пласта, снижение объемов поступления подошвенной воды, а также экономия средств и времени на излив и на начальный прогрев.

Технические задачи решаются способом разработки месторождения высоковязкой нефти или битума, включающим строительство пары горизонтальных верхней и нижней скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости продуктивного пласта и оснащены колоннами НКТ, позволяющих вести закачку теплоносителя и отбор продукции, прогрев межскважинной зоны продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции через нижнюю скважину по НКТ и контроль технологических параметров пласта и скважины.

Новым является то, что в начале реализации способа закачку теплоносителя в виде пара осуществляют в нижнюю скважину, а отбор - из верхней скважины, после повышения температуры в верхней горизонтальной скважине на 20-40°С выше начала подвижности нефти в прискважинной зоне пласта закачку теплоносителя в нижнюю горизонтальную скважину прекращают с продолжением отбора из верхней скважины, при снижении температуры в верхней горизонтальной скважине более 10°С в первые сутки закачку теплоносителя в нижнюю горизонтальную скважину возобновляют до температуры в верхней горизонтальной скважине на 20-40°С выше начала подвижности нефти в прискважинной зоне пласта, циклы повторяются до получения снижения температуры в верхней скважине со скоростью, равной или менее 10°С, или увеличения температуры в ней в первые сутки после остановки закачки теплоносителя, после чего верхнюю горизонтальную скважину переводят под закачку теплоносителя, а нижнюю горизонтальную скважину - под отбор до полной выработки месторождения.

На чертеже изображена схема реализации способа.

Способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума включает строительство в продуктивном пласте 1 пары горизонтальных верхней 2 и нижней 3 скважин. Горизонтальные участки этих скважин размещают параллельно один над другим в вертикальной плоскости продуктивного пласта 1 выше водонефтяного (водобитумного) контакта ВНК (ВБК) 4. Прогрев межскважинной зоны продуктивного пласта 1 начинают с закачки пара в нижнюю горизонтальную скважину 3 с одновременной добычей из верхней горизонтальной скважины 2. После того, как температура в верхней горизонтальной скважине 2 достигает температуры на 20-40°С выше температуры начала подвижности нефти в прискважинной зоне пласта верхней горизонтальной скважины 2, закачку в нижнюю горизонтальную скважину 3 прекращают с продолжением отбора из верхней горизонтальной скважины 2, определяя в ней температуру. При снижении температуры в верхней горизонтальной скважине 2 более 10°С в первые сутки возобновляют закачку теплоносителя в нижнюю горизонтальную скважину 3 до температуры в верхней горизонтальной скважине 2 на 20-40°С выше начала подвижности нефти или битума в прискважинной зоне пласта верхней горизонтальной скважины 2. Циклы повторяются до получения снижения температуры в верхней горизонтальной скважине 2 со скоростью, равной или менее 10°С, или увеличения температуры в ней в первые сутки после остановки закачки теплоносителя, после чего верхнюю горизонтальную скважину 2 переводят под закачку установкой НКТ рядом с зоной термосвязи, а нижнюю горизонтальную 3 - под добычу, спуская насос в интервал напротив интервала установки НКТ. Далее аналогичным образом, меняя положение НКТ в верхней горизонтальной скважине 2 и положение насоса в нижней горизонтальной скважине 3, расширяют зону прогрева межскважинного пространства с постепенным увеличением паровой камеры, снижая вязкость высоковязкой нефти или битума.

Пример конкретного выполнения.

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

- средняя общая толщина пласта - 19,2 м;

- нефтенасыщенная толщина пласта -14 м;

- глубина залегания пласта (до кровли) - 200 м;

- значение начального пластового давления - 0,85 МПа;

- начальная пластовая температура - 8°С;

- температура подвижности битума - 60°С;

- плотность битума в пластовых условиях - 0,989 т/м3;

- коэффициент динамической вязкости нефти в пластовых условиях -18260 мПа⋅с;

- коэффициент динамической вязкости воды в пластовых условиях - 1,8 мПа⋅с;

- значение средней проницаемости по керну в пласте - 2,596 мкм2;

- значение средней пористости по керну в пласте - 0,33 д. ед.

В нефтенасыщенном пласте 1 на 2 м выше уровня ВНК 4 расположили нижнюю горизонтальную скважину 3 длиной 700 м. Над нижней горизонтальной скважиной 3 на расстоянии 5 м расположили верхнюю горизонтальную скважину 2 также длиной 700 м. После обустройства верхней и нижней горизонтальных скважин 2 и 3 через нижнюю горизонтальную скважину 3 закачивался рабочий агент. В качестве рабочего агента использовался пар с температурой 191°С и сухостью 0,9 д. ед., давление нагнетания - 12 атм (1,2 МПа). Из верхней горизонтальной скважины 2 производили добычу жидкости. После достижения в верхней горизонтальной скважине 2 температуры 80°С (что на 20°С выше температуры подвижности битума) закачку пара в нижнюю горизонтальную скважину 3 приостановили, отбор из верхней горизонтальной скважины 2 продолжали производить, зафиксировали уменьшение температуры за первые сутки в верхней горизонтальной скважине 2 на 25°С (что превышает минимально допустимое значение, равное 10°С за 1 сут.), после этого возобновили закачку теплоносителя в нижнюю горизонтальную скважину 3, доведя температуру в верхней горизонтальной скважине 2 до 90°С (что на 30°С выше температуры подвижности битума), закачку пара в нижнюю горизонтальную скважину 3 приостановили, отбор из верхней горизонтальной скважины 2 продолжали производить, зафиксировали увеличение температуры за первые сутки в верхней горизонтальной скважине 2 на 5°С (что удовлетворяет условию отсутствия снижения температуры в скважине за сутки не более 10°С), ее перевели под закачку пара в прогретом интервале, в то время как нижнюю горизонтальную скважину 3 перевели под добычу жидкости. Всего закачали 3,1 тыс. тонн пара в нижнюю горизонтальную скважину 3.

С периодичностью в 30 дней в верхней горизонтальной скважине 2 выполняли замер температуры по датчикам вдоль ствола скважины, определяя, таким образом, зоны наименьшего прогрева. Напротив непрогретого интервала в верхнюю горизонтальную скважину 2 закачивали пар и вели добычу напротив прогреваемого интервала из нижней горизонтальной скважины 3. Таким образом, достигался прогрев межскважинного пространства, после чего верхние и нижние горизонтальные скважины ставили на постоянный режим: верхнюю горизонтальную скважину 2 - закачки, а нижнюю горизонтальную скважину 3 - добычи.

Были просчитаны параметры представленного способа, а также способа по прототипу на объекте с теми же геолого-физическими характеристиками для различных условий эксплуатации. Из полученных расчетов также выявлено преимущество способа перед прототипом: снижение времени прогрева межскважинного пространства - на 32 дня (44 дня - по прототипу и 12 - по представленному способу) в связи с быстрым получением гидродинамической связи, отсутствие вынужденного излива из нижней горизонтальной скважины 3 по представленному способу (по прототипу время вынужденного излива составило 56 дней), экономия - 3 тыс. тонн пара (6,1 тыс. тонн пара по прототипу, 3,1 тыс. тонн пара по представленному способу).

Предложенный способ позволяет решать поставленные технические задачи, такие как увеличение скорости достижения гидродинамической связи между горизонтальными скважинами пары и соответственно снижения времени начального прогрева межскважинной зоны пласта, а также экономия затрат на прогрев этой зоны пласта и отсутствие вынужденного излива из нижней горизонтальной скважины.

Способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума, включающий строительство пары горизонтальных верхней и нижней скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости продуктивного пласта и оснащены колоннами насосно-компрессорных труб (НКТ), позволяющих вести закачку теплоносителя и отбор продукции, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор продукции через нижнюю скважину по НКТ и контроль технологических параметров пласта и скважины, отличающийся тем, что в начале реализации способа закачку теплоносителя в виде пара осуществляют в нижнюю скважину, а отбор -из верхней скважины, после повышения температуры в верхней горизонтальной скважине на 20-40°C выше начала подвижности нефти в прискважинной зоне пласта закачку теплоносителя в нижнюю горизонтальную скважину прекращают с продолжением отбора из верхней скважины, при снижении температуры в верхней горизонтальной скважине более 10°C в первые сутки закачку теплоносителя в нижнюю горизонтальную скважину возобновляют до температуры в верхней горизонтальной скважине на 20-40°C выше начала подвижности нефти в прискважинной зоне пласта, циклы повторяются до получения снижения температуры в верхней скважине со скоростью, равной или менее 10°C, или увеличения температуры в ней в первые сутки после остановки закачки теплоносителя, после чего верхнюю горизонтальную скважину переводят под закачку теплоносителя, а нижнюю горизонтальную скважину - под отбор до полной выработки месторождения.



 

Похожие патенты:

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

Изобретение относится к области добычи углеводородов, более конкретно к соединительным элементам, предназначенным для стыковки изолированных кабелей и/или вводных кабелей, используемых для нагрева пластов.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применена для увеличения нефтеотдачи продуктивных пластов при разработке месторождений высоковязкой нефти и промышленных битумов с использованием метода парогравитационного дренажа.

Группа изобретений относится к системам и способам, используемым для нагревания толщи пород, более конкретно изобретение относится к системам и способам для нагревания подземных пластов, содержащих углеводороды.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти. Устройство содержит корпус, гидравлически сообщающийся с устьем скважины, выпускной клапан, седло которого установлено в днище корпуса, а запорный орган соединен с поплавком.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности разработки месторождения.

Группа изобретений относится к разведке подводных месторождений углеводородов и более конкретно к узлу и способу подводной добычи газообразных углеводородов. Технический результат – повышение эффективности добычи.

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.

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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи при добыче высоковязкой нефти, повышение равномерности вытеснения нефти.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к устройствам, предназначенным для парогазового воздействия на нефтяной пласт. Установка для получения парогазовой смеси характеризуется тем, что она содержит парогазогенератор, состоящий из смесительной головки, охлаждаемой водой камеры сгорания и камеры смешения. Смесительная головка включает в себя корпус, на торцах которого закреплено внешнее и огневое днище, двухкомпонентные центробежные форсунки, расположенные равномерно по окружности, коллектор горючего, закрепленный на внешней поверхности корпуса. Выходная часть камеры сгорания выполнена в виде сопла, через которое истекает поток продуктов сгорания, под углом к которому из тракта охлаждения камеры сгорания подается вода. На выходе камеры смешения установлен турбонасосный агрегат, состоящий из водяного насоса и турбины, установленных на одном валу. Причем выход водяного насоса соединен с трактом охлаждения камеры сгорания. Техническим результатом является повышение эффективности парогазового воздействия на нефтяной пласт. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - снижение энергетических затрат путем сокращения объемов закачки пара в пласт, увеличение дебита в 2-2,5 раза с разрабатываемого участка залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти на поздней стадии разработки, предотвращение техногенных обрушений горных пород над выработанной залежью. Способ разработки залежи высоковязкой и сверхвязкой нефти тепловыми методами на поздней стадии разработки включает закачку пара в нагнетательные скважины, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры, отбор нефти через добывающие скважины, на поздней стадии разработки прекращение закачки пара, закачку азота в паровую камеру и попутно добываемой воды в пласт. Причем перед закачкой попутно добываемой воды и азота определяют абсолютную отметку подошвенной и кровельной части паровой камеры. Попутно добываемую воду закачивают в пласт ниже абсолютной отметки подошвенной части паровой камеры через оценочные и контрольные скважины, расположенные на границе контура, образованного паровой камерой.

Группа изобретений относится к нефтегазовой промышленности и может быть использована для необратимой внутрипластовой молекулярной модификации тяжелой или битуминозной нефти в нефти, имеющие меньшую вязкость и плотность. Способ включает формирование на дневной поверхности скважины наземным генератором сверхкритической воды рабочего агента, насыщенного наноразмерным катализатором, в форме воды, находящейся в сверхкритическом состоянии, и его последующую доставку по НКТ на забой скважины в подпакерную зону низкого давления, изолированную пакером. При этом рабочий агент в форме сверхкритической воды, насыщенный наноразмерным катализатором, через сопло истекает на забой скважины в подпакерную зону низкого давления, где трансформируется в высокоскоростной рабочий агент, насыщенный наноразмерным катализатором, в форме перегретого пара с высокой степенью перегрева. Устройство для осуществления способа содержит емкость с водой, насос подачи воды и подогреватель, выход из которого соединен с установленной в нагнетательной скважине колонной НКТ, пакер, установленный выше продуктивного пласта, и сопло в нижней части НКТ. При этом к входу в насос подачи воды присоединен трубопровод подачи наноразмерного катализатора, другой конец которого через насос катализатора соединен с емкостью катализатора. Техническим результатом является повышение эффективности внутрипластового каталитического акватермолиза. 2 н. и 13 з.п. ф-лы, 1 табл., 11 ил.

Изобретение относится к горному делу. Технический результат - восстановление гидравлической связи пласта со скважиной, увеличение нефтеотдачи пластов с высоковязкой нефтью и дебита скважин, возобновление эксплуатации нерентабельных скважин на нефть, природный газ, на пресные, минеральные и термальные воды, экологическая безопасность. Способ теплового воздействия на пласт включает исследование физических параметров пласта, определение внутрипластового давления пласта и давление образования трещин в коллекторе пласта, строительство в пласте горизонтально-наклонного ствола скважины, в котором размещен герметичный заполненный теплоносителем нагреватель в виде циркуляционного теплообменника, нагрев жидкости в стволе скважины за счет прокачки в нагревателе предварительно нагретого на поверхности теплоносителя. При нагреве пласта в скважине поддерживают давление не ниже начального пластового давления пласта и не выше давления образования трещин в коллекторе за счет отбора из низшего уровня скважины газа и жидкости. Наклонно-направленный ствол строят восходящим к забою с уклоном, исключающим нисходящие к забою участки, но не более 30° относительно горизонта, а нагреватель не доходит до забоя скважины от до длины наклонно-направленного ствола скважины. 2 ил.

Группа изобретений относится к способам и системам для добычи углеводородов, водорода и/или других продуктов из различных подземных пластов, таких как пласты, содержащие углеводороды. Способ аккомодации теплового расширения нагревателя в пласте, согласно которому обеспечивают протекание теплоносителя через канал, чтобы передать теплоту в пласт. Обеспечивают по существу постоянное натяжение концевого участка канала, который проходит за пределы пласта. Причем по меньшей мере часть концевого участка канала намотана на подвижное колесо. При этом подвижное колесо является подвижным по меньшей мере в вертикальной плоскости, в то время как концевой участок канала намотан на подвижное колесо. Причем подвижное колесо перемещают по меньшей мере в вертикальной плоскости для обеспечения по существу постоянного натяжения концевого участка канала. Техническим результатом является повышение эффективности добычи углеводородов, упрощение установки нагревательной системы и исключение повреждения канала. 2 н. и 15 з.п. ф-лы, 16 ил., 1 табл.

Изобретение относится к способам для обработки углеводородов, содержащих углеводороды геологических материалов. Способ обработки углеводородов, полученных из углеводородного месторождения, содержит: (a) получение смеси жидких углеводородов и газообразных компонентов, полученных из углеводородного месторождения, в котором газообразные компоненты содержат сероводород и меркаптаны; (b) выделение жидких углеводородов из газообразных компонентов; (c) контакт газообразных компонентов с отбензиненным абсорбционным маслом, в результате чего меркаптаны поглощаются отбензиненным абсорбционным маслом и формируют насыщенное абсорбционное масло; (d) выделение газообразного продукта, содержащего сероводород, из насыщенного абсорбционного масла; (e) обработку газообразного продукта для удаления сероводорода с получением обедненного топливного газа и (f) обработку жидких углеводородов, полученных на стадии (b), путем смешивания с отбензиненным абсорбционным маслом, насыщенным абсорбционным маслом, смесью насыщенного и тощего абсорбционного масла, эквивалентным углеводородом или с эквивалентным углеводородом, способным разбавлять жидкие углеводороды, и насыщенным абсорбционным маслом, полученным на стадии (d), для снижения вязкости перед транспортировкой на нефтеперерабатывающий завод для переработки. Заявлен вариант способа. Технический результат – удаление серосодержащих соединений, в частности меркаптанов, из углеводородных потоков. 2 н. и 17 з. п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к горному делу. Технический результат - восстановление гидравлической связи пласта со скважиной, увеличение нефтеотдачи пластов с высоковязкой нефтью и дебита скважин, возможность возобновления эксплуатации нерентабельных скважин на нефть, природный газ, на пресные, минеральные и термальные воды. Способ теплового воздействия на пласт включает исследование физических параметров пласта, определение внутрипластового давления пласта и давление образования трещин в коллекторе пласта, строительство в пласте горизонтально-наклонного ствола скважины, в котором размещен герметичный заполненный теплоносителем нагреватель в виде теплообменника, а нагрев жидкости в стволе скважины за счет прокачки в нагревателе предварительно нагретого на поверхности теплоносителя. При нагреве пласта в скважине поддерживают давление не ниже начального пластового давления пласта и не выше давления образования трещин в коллекторе за счет отбора из низшего уровня скважины газа и жидкости. Наклонно-направленный ствол строят восходящим к забою с уклоном, исключающим нисходящие к забою участки и состоящим из двух частей. Первую часть, ближайшую к устью, строят с углом, не превышающим 30° относительно горизонта, и оснащают нагревателем, который не доходит до конца первой части от 1/4 до 3/4 ее длины. Вторую часть у забоя скважины строят с углом 40-90° относительно горизонта. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам работы и конструированию парогазогенераторов. Парогазогенератор содержит охлаждаемую балластирующим компонентом камеру сгорания и смесительную головку. Смесительная головка включает в себя блок подачи окислителя, блок подачи горючего, блок подачи балластирующего компонента с огневым днищем. При этом в указанных блоках равномерно по окружностям установлены соосно-струйные форсунки. Причем полость тракта регенеративного охлаждения камеры сгорания соединена с полостью блока подачи балластирующего компонента. Во внутренней полости камеры сгорания расположены параллельно ее оси трубчатые теплообменные элементы. Причем один конец каждого трубчатого теплообменного элемента закреплен в огневом днище блока подачи балластирующего компонента, а другой конец упомянутого теплообменного элемента установлен коаксиально в профилированном канале, выполненном в днище, размещенном в выходной части камеры сгорания, газовод, закрепленный на днище. Техническим результатом является повышение эффективности теплового воздействия на нефтяной пласт за счет смешения в парогазогенераторе образующихся в нем дымовых газов с вырабатываемым паром и подачи полученной парогазовой смеси в нефтяной пласт. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к устройствам, предназначенным для парогазового воздействия на нефтяной пласт. Установка для получения парогазовой смеси содержит газотурбинный двигатель, дополнительную камеру сгорания, полости которой сообщены с одной стороны с выходом свободной турбины газотурбинного двигателя и топливной магистралью, а с другой стороны - со входом теплообменного аппарата. Газотурбинный двигатель состоит из компрессора и турбины, рабочие колеса которых закреплены на одном валу, камеры сгорания, свободной турбины, вал которой связан с валом водяного насоса. Камера сгорания сообщена с одной стороны с проточной частью компрессора и топливной магистралью, а с другой стороны с проточной частью турбины. При этом к другому входу теплообменного аппарата подключен водяной насос, а выходы теплообменного аппарата сообщены со струйным компрессором. Техническим результатом является повышение эффективности парогазового воздействия на нефтяной пласт за счет оптимизации конструкции установки. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобыче. Технический результат – снижение обводненности и повышение нефтеотдачи в пластах с очень горячими зонами. Способ добычи нефти из подземных нефтяных месторождений, имеющих по меньшей мере одну нагнетательную скважину и по меньшей мере одну добывающую скважину, включающий по меньшей мере следующие стадии: (1) закачку пара по меньшей мере в одну нагнетательную скважину и отбор нефти по меньшей мере через одну добывающую скважину, причем температура нагнетательной скважины по завершении стадии (1) составляет от 90 до 320°С, (2) блокирование высокопроницаемых зон нефтяного месторождения в области между указанной по меньшей мере одной нагнетательной скважиной и указанной по меньшей мере одной добывающей скважиной путем закачки через указанную по меньшей мере одну нагнетательную скважину содержащих воду и химические компоненты водных составов, которые после закачки в месторождение способны образовать гели под действием температуры месторождения, (3) продолжение добычи нефти через указанную по меньшей мере одну добывающую скважину. Стадию (2) проводят путем раздельной последовательной закачки в месторождение соответственно по меньшей мере кислого состава F1, содержащего по меньшей мере воду, а также водорастворимую соль алюминия (III) и/или частично гидролизованную соль алюминия (III) в количестве от 3 до 30 мас.% (относительно безводных соединений алюминия) в пересчете на сумму всех компонентов состава, и состава F2, содержащего по меньшей мере воду и по меньшей мере один водорастворимый активатор в количестве от 3 до 60 мас.% в пересчете на сумму всех компонентов состава, который при нагревании до температуры выше 50°С способствует повышению показателя рН и является соединением, выбранным из группы, включающей мочевину и водорастворимые замещенные мочевины, при условии, что температуры закачиваемых составов F1 и F2 перед закачкой составляют менее чем 40°С. Указанные составы после закачки в нефтяной пласт смешиваются друг с другом и в результате нагревания, обусловленного теплотой месторождения, образуют вязкие гели. 14 з.п. ф-лы, 7 ил., 2 табл.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - снижение затрат энергии и времени на достижение гидродинамической связи между горизонтальными скважинами пары, исключение повышения давления в межскважинной зоне после начального прогрева. Способ разработки месторождения высоковязкой нефти или битума включает строительство пары горизонтальных верхней и нижней скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости продуктивного пласта и оснащены колоннами насосно-компрессорных труб, позволяющих вести закачку теплоносителя и отбор продукции. В начале реализации способа закачку теплоносителя в виде пара осуществляют в нижнюю скважину, а отбор - из верхней скважины. После повышения температуры в верхней горизонтальной скважине на 20-40°С выше начала подвижности нефти в прискважинной зоне пласта закачку теплоносителя в нижнюю горизонтальную скважину прекращают с продолжением отбора из верхней скважины. При снижении температуры в верхней горизонтальной скважине более 10°С в первые сутки закачку теплоносителя в нижнюю горизонтальную скважину возобновляют до температуры в верхней горизонтальной скважине на 20-40°С выше начала подвижности нефти в прискважинной зоне пласта. Циклы повторяются до получения снижения температуры в верхней скважине со скоростью, равной или менее 10°С, или увеличения температуры в ней в первые сутки после остановки закачки теплоносителя, после чего верхнюю горизонтальную скважину переводят под закачку теплоносителя, а нижнюю горизонтальную скважину - под отбор до полной выработки месторождения. 1 ил., 1 пр.

Наверх