Способ эксплуатации добывающих галерей уклонных блоков при термошахтной разработке нефтяных месторождений

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при термошахтной разработке месторождения высоковязкой нефти. Технический результат - улучшение условий работы операторов в нефтяных шахтах при снижении затрат на вентиляцию уклонного блока. Способ эксплуатации добывающих галерей уклонных блоков при термошахтной разработке нефтяных месторождений включает закачку теплоносителя в нагнетательные скважины, сбор продукции скважин через добывающие скважины и откачку продукции на поверхность из насосной камеры. В соответствии со способом на устье каждой добывающей скважины устанавливают сливные патрубки, направленные вниз, а торцы сливных патрубков всех добывающих скважин располагают на одной абсолютной отметке. Добывающую галерею изолируют от других выработок уклонного блока с помощью герметичных водоупорных перемычек, в каждой перемычке прокладывают трубопровод для слива продукции скважин со всасывающим патрубком, направленным вверх, а также наблюдательный трубопровод для контроля уровня продукции скважин. На каждом трубопроводе перед герметичной водоупорной перемычкой устанавливают запорную арматуру и закрывают ее. Контролируют уровень продукции скважин путем открытия запорной арматуры наблюдательных трубопроводов. При достижении продукцией скважин уровня наблюдательного трубопровода открывают запорную арматуру соответствующего трубопровода для слива продукции, при этом слив продукции осуществляют до момента начала прорыва теплоносителя через сливной трубопровод. 4 ил., 1 пр.

 

Предлагаемое изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при термошахтной разработке месторождения высоковязкой нефти.

Известен способ эксплуатации добывающих галерей при термошахтной разработке нефтяных месторождений, включающий закачку теплоносителя в нагнетательные скважины, сбор продукции скважин через добывающие скважины и откачку продукции на поверхность из насосной камеры, при котором на устье каждой подземной скважины установлено устройство, содержащее корпус, гидравлически сообщающийся с устьем скважины через боковое отверстие в корпусе, выпускной клапан, седло которого установлено в днище корпуса, а запорный орган соединен с поплавком с возможностью автоматического перекрытия скважины в момент прорыва пара и открытия скважины при конденсации пара (см. патент на полезную модель №100553 от 17.06.2009, кл. E21B 43/24, опубл. 20.12.2010).

Недостатки известного способа обусловлены недостатками конструкции устройства, а именно:

1. Образование мертвой зоны в верхней части корпуса, в которой скапливается газ, ограничивающей ход поплавка вверх и, соответственно, уменьшающей объем корпуса, заполняемый добываемой скважинной жидкостью.

2. Несрабатывание устройства при высоких давлениях пара в пласте, так как сила, прижимающая запорное устройство к седлу клапана, превышает подъемную силу поплавка.

3. Несрабатывание устройства при больших дебитах скважины, так как скорость течения добываемой скважинной жидкости в корпусе устройства превышает скорость всплытия поплавка.

Также известен способ эксплуатации добывающих галерей уклонных блоков при термошахтной разработке нефтяных месторождений, принятый авторами за прототип, включающий закачку теплоносителя в нагнетательные скважины, сбор продукции скважин через подземные добывающие скважины и откачку продукции на поверхность из насосной камеры, при котором на устье каждой подземной скважины установлено запорное устройство с возможностью перекрытия скважины в момент прорыва пара и открытия при конденсации пара (см. патент РФ №2299972, кл. E21B 43/00 от 04.08.2005, опубл. 27.05.2007). Запорное устройство представляет собой задвижку, которую монтируют при обустройстве подземных скважин, при этом отключение парящих подземных скважин осуществляют вручную с последующим открытием скважин также вручную.

Существующими нормативами предусмотрена ежесменная продувка подземных добывающих скважин. При этой процедуре оператор обходит добывающую галерею уклонных блоков, длиной около 100 м, открывая каждую добывающую скважину для слива продукции скважин, которых около 300 в одной галерее, при этом за счет высокой температуры сливаемой продукции скважин существенно повышается температура воздуха в добывающей галерее. После окончания слива продукции скважин и начале выхода пара в галерею, скважину закрывают, при этом при закрытии парящих подземных скважин оператором вручную практически невозможно одновременно перекрыть все парящие скважины в момент прорыва пара, что не позволяет предотвратить прорыв пара в добывающие галереи. В этом случае резко возрастает температура воздуха в горных выработках, как самого уклонного блока, так и в выработках, по которым движется исходящая струя воздуха из уклона, и оператор находится в экстремальных условиях, так как температура воздуха в добывающей галерее достигает 53°C и выше. Высок риск несчастных случаев по температурному фактору. В случае поочередного открытия и закрытия оператором каждой добывающей скважины также возрастает температура воздуха в добывающей галерее за счет высокой температуры сливаемой продукции скважин, при этом также не исключены прорывы пара в добывающую галерею. Высокая температура воздуха в буровых галереях, требует подачи увеличенного объема воздуха для проветривания выработок: расход воздуха на проветривание уклонного блока составляет 16 м3/сек, что в свою очередь ведет к увеличению расхода электроэнергии по шахте, и в конечном итоге ведет к увеличению себестоимости нефти.

Таким образом, недостатком известного решения является работа оператора в экстремальных высокотемпературных условиях в добывающей галерее и увеличение затрат на проветривание уклонного блока.

Техническим результатом, достигаемым настоящим изобретением, является улучшение условий работы операторов в нефтяных шахтах при снижении затрат на вентиляцию уклонного блока.

Указанный технический результат достигается предлагаемым способом эксплуатации добывающих галерей уклонных блоков при термошахтной разработке нефтяных месторождений, включающим закачку теплоносителя в нагнетательные скважины, сбор продукции скважин через добывающие скважины и откачку продукции на поверхность из насосной камеры.

Существенными отличительными признаками заявленного изобретения являются:

- устанавливают на устье каждой добывающей скважины сливные патрубки, направленные вниз;

- располагают торцы сливных патрубков всех добывающих скважин на одной абсолютной отметке;

- изолируют добывающую галерею от других выработок уклонного блока с помощью герметичных водоупорных перемычек;

- прокладывают в каждой перемычке трубопровод для слива продукции скважин со всасывающим патрубком, направленным вверх;

- прокладывают в каждой перемычке наблюдательный трубопровод для контроля уровня продукции скважин;

- устанавливают на каждом трубопроводе перед герметичной водоупорной перемычкой запорную арматуру и закрывают ее;

- контролируют уровень продукции скважин путем открытия запорной арматуры наблюдательных трубопроводов;

- открывают запорную арматуру соответствующего трубопровода для слива продукции при достижении продукцией скважин уровня наблюдательного трубопровода;

- осуществляют слив продукции до момента начала прорыва теплоносителя через сливной трубопровод.

Указанная совокупность существенных признаков значительно улучшает условия работы операторов в нефтяных шахтах, а именно: за счет герметичного перекрытия добывающей галереи созданы благоприятные условия для работы оператора, поскольку теперь его рабочая зона выведена из добывающей галереи, где температура воздуха достигает 53°C и выше. Изолированная добывающая галерея, в которую стекает разогретая продукция скважин, фактически выполняют функцию нефтесборного коллектора, объединяющего все добывающие скважины, при этом за счет большого объема галерея выполняет функцию ловушки механических примесей и обеспечивает конденсацию прорывающегося теплоносителя и представляет собой герметичную емкость, заполненную нефтесодержащей жидкостью, в нижней части которой осаждаются мехпримеси, выносимые с продукцией скважин, а верхняя часть добывающей галереи заполнена воздухом и теплоносителем. В этом случае оператор управляет работой только 4-х запорных арматур, расположенных перед двумя герметичными водоупорными перемычками со стороны насосной камеры с расстоянием около 20 м между перемычками против 300 запорных арматур добывающих скважин, распределенных по длине добывающий галереи с высоким температурным режимом, составляющей около 100 м, при этом температура воздуха в рабочей зоне оператора существенно ниже, что обеспечивает улучшение условий работы оператора. Вместе с тем, учитывая, что добывающая галерея изолирована от других выработок уклонного блока, отпадает необходимость в ее проветривании, при этом расход воздуха на проветривание уклонного блока составит 7,5 м3/сек, что в два раза меньше, чем в известном способе по прототипу.

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

На фиг. 1 изображен участок разрабатываемого месторождения в разрезе; на фиг. 2 изображена схема обустройства кольцевой добывающей галереи; на фиг. 3 изображена схема расположения запорной арматуры на трубопроводах перед герметичными водоупорными перемычками, а также размещения сливных патрубков добывающих скважин и всасывающего патрубка трубопровода для слива продукции скважин; на фиг. 4 изображена схема обвязки трубопровода для слива продукции скважин с нагнетательной линией уклонного блока.

Обустройство участка залежи по предлагаемому способу производят в следующей последовательности. После обустройства шахтных стволов 1 (подъемного и вентиляционного) проходят выработки горизонта для вскрытия отдельных участков залежи. Затем из выработок надпластового горизонта строят уклонные блоки в нефтяном пласте 2. Вышеперечисленные горные выработки являются для шахт традиционными и поэтому на схеме не показаны. У подошвы нефтяного пласта 2 или ниже пласта, вблизи водонефтяного контакта (ВНК), сооружают добывающую галерею 3 уклонного блока для бурения добывающих скважин 4. На фиг. 2 показан вариант обустройства кольцевой добывающей галереи, с расположением добывающих скважин по окружности вокруг галереи. Затем, например, с поверхности земли бурят нагнетательные скважины 5 для закачки теплоносителя (см. фиг. 1).

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

На устье каждой добывающей скважины 4 устанавливают сливные патрубки 6, направленные вниз (см. фиг. 3). Торцы сливных патрубков всех добывающих скважин располагают на одной абсолютной отметке, при этом учитывая, что каждую добывающую галерею сооружают с наклоном, например 5 промилле, то высоту абсолютной отметки для торцов сливных патрубков добывающих скважин рассчитывают у каждой первой добывающей скважины, располагаемой за герметичной водоупорной перемычкой 7 на основании промысловых данных по дебитам добывающих скважин и уровням скоплений в подошве галереи мехпримесей, выносимых с продукцией скважин в заданный промежуток времени, так как из-за наклона добывающей галереи большая часть мехпримесей скапливается в районе первой добывающей скважины от перемычки. Далее определяют места сооружений герметичных водоупорных перемычек 7 для изоляции добывающей галереи 3 от других выработок уклонного блока. Места сооружения перемычек выбирают, исходя из минимальной трещиноватости нефтяного пласта и отсутствия значительных вывалов в кровле породы. Герметичную водоупорную перемычку сооружают по любой известной технологии, применяемой при термошахтной добыче нефти. В соответствии со способом сооружают две герметичные водоупорные перемычки 7: одну со стороны вентиляционного штрека 8, другую со стороны откаточного штрека 9 (см. фиг. 2). В перемычке, сооружаемой со стороны вентиляционного штрека, обустраивают герметичный люк (позицией на схеме не показан), предназначенный для проветривания добывающей галереи в период обустройства галереи. В подошве добывающей галереи в водоотводной канавке укладывают трубу диаметром ориентировочно 150 мм с запорной арматурой перед перемычкой для слива нефтесодержащей жидкости на период возведения перемычки (позицией на схеме не показано). В каждой перемычке прокладывают трубопровод 10 для слива продукции скважин (см. фиг. 3) со всасывающим патрубком 11, направленным вверх. Верхнюю часть всасывающего патрубка 11 выполняют перфорированной и большего диаметра, при этом нижний торец патрубка 11 располагают выше уровня абсолютной отметки для торцов сливных патрубков 6 добывающих скважин для предотвращения засорения трубопроводов для слива продукции скважин механическими примесями (см. фиг 3). Такое расположение всасывающего патрубка 11 способствует тому, что сливные патрубки 6 добывающих скважин 4 будут постоянно расположены под уровнем скопившейся продукции скважин, что также будет препятствовать прорыву пара. Также в перемычках прокладывают наблюдательные трубопроводы 12 для контроля уровня продукции скважин ориентировочно на уровне устья добывающей скважины, ближайшей к герметичной водоупорной перемычке 7, так как устье ближайшей к перемычке скважины расположено ниже всех остальных устьев скважин за счет наклона добывающей галереи. На каждом трубопроводе перед герметичными водоупорными перемычками 7, расположенными со стороны насосной камеры 13 добывающей галереи, устанавливают запорную арматуру 14 на трубопровод 10 для слива продукции скважин, а также запорную арматуру 15 на наблюдательный трубопровод 12 для контроля уровня продукции скважин. Одновременно каждый трубопровод 10 для слива продукции скважин через запорную арматуру 16 и байпасную линию 17 обвязывают с нагнетательной линией насоса в насосной камере 13. Способ предусматривает вариант исполнения, когда осуществляют прокладку в герметичных водоупорных перемычках 7 дополнительных наблюдательных трубопроводов для контроля состояния парогазовой среды изолированной галереи, при этом на трубопроводах перед перемычкой также устанавливают запорную арматуру (позицией на схемах не показаны). Наблюдательные трубопроводы для контроля состояния парогазовой среды изолированной галереи предназначены для отбора проб парогазовой среды, для отслеживания содержания водяного пара, углеводородных газов, кислорода, углекислого газа и замера температуры в изолированной добывающей галерее, что позволяет контролировать ситуацию и управлять технологическим процессом по закачке пара в пласт, а также отслеживать процессы, происходящие в изолированном пространстве. Все наблюдательные трубопроводы закрепляют с помощью специальных подвесов (позицией не показано) к крепи добывающей галереи. Возможен вариант реализации способа при большой длине добывающей галереи, когда добывающую галерею разбивают на секции. В этом случае производят разметку добывающей галереи 3 на секции равного объема и определяют места сооружений герметичных водоупорных перемычек 7. К каждой секции прокладывают трубопроводы для слива продукции скважин с соответствующими всасывающими патрубками, направленными вверх, и наблюдательные трубопроводы для контроля уровня продукции скважин.

Способ осуществляют следующим образом. Запорную арматуру на всех трубопроводах изолированной добывающей галереи закрывают. Через нагнетательные скважины 5 осуществляют закачку пара в пласт с поверхности земли. По мере прогрева пласта продукция из добывающих скважин 4 стекает в добывающую галерею 3, уровень жидкости в секциях поднимается и при достижении уровнем жидкости торца сливных патрубков 6 в патрубках возникает гидростатическое сопротивление, затрудняющее выход пара в добывающую галерею. Когда гидростатическое сопротивление превышает давление пара на устьях добывающих скважин 4, выход пара в добывающую галерею прекращается. Скопившийся в секции пар конденсируется на стенках добывающей галереи и зеркале жидкости, передавая тепловую энергию нефтяному пласту 2. Добывающая галерея фактически выполняет функцию нефтесборного коллектора, объединяющего добывающие скважины 4, при этом за счет большого объема добывающая галерея выполняет функцию ловушки механических примесей, которые являются постоянной составляющей добываемой продукции скважин при любых способах добычи высоковязкой нефти в шахтных условиях. Уровень жидкости в добывающей галерее постепенно поднимается и контролируется оператором с помощью наблюдательных трубопроводов 12, периодичность открытия которых предусмотрена технологическим режимом на основании промысловых данных по дебитам добывающих скважин. При появлении продукции скважин при открытии запорной арматуры 15 наблюдательных трубопроводов, как со стороны вентиляционного штрека 8, так и со стороны откаточного штрека, оператор производит открытие соответствующей запорной арматуры на трубопроводах для слива продукции скважин, при этом слив продукции осуществляют до момента начала прорыва пара через сливной трубопровод. Запорную арматуру на сливном трубопроводе закрывают и вновь происходит цикл накопления продукции скважин в изолированной добывающей галерее. В случае засорения трубопровода для слива продукции скважин трубопровод промывают напорной струей воды в обратном направлении через запорную арматуру 16 и байпасную линию 17 насоса. Накопленная в секциях продукция скважин сливается в приемную емкость уклона - зумпф 18, откуда насосами перекачивается для дальнейшей подготовки. Циклы подачи пара в нагнетательные скважины могут отличаться от циклов слива продукции скважин из изолированной галереи. Продолжительность циклов устанавливают на основании промысловых данных и уточняют при проведении соответствующих опытно-промысловых работ.

Пример. Предлагаемый способ может быть реализован на Ярегском месторождении высоковязкой нефти со следующими характеристиками: глубина - 200 м, начальная пластовая температура - 8°C, пластовое давление -0,1 МПа, толщина продуктивного пласта - 26 м, пористость - 26%, проницаемость - 3 мкм, нефтенасыщенность - 87%, вязкость нефти - 12000 мПа.с, плотность нефти - 933 кг/м3. В качестве теплоносителя используют водяной насыщенный пар. В настоящее время для проведения опытно-промысловых работ обустраивают следующие участки: уклонный блок 1Т-3 и уклонный блок 2Т-3 Нефтешахты №2. На устье каждой добывающей скважины 4 устанавливают сливные патрубки 6, направленные вниз диаметром, например, не менее 50 мм. Торцы сливных патрубков всех добывающих скважин располагают на одной абсолютной отметке. Абсолютную отметку определяют у ближайшей к герметичной водоупорной перемычке добывающей скважины и она составляет, например, не менее 0,4 м от подошвы добывающей галереи. Добывающую галерею, общей длиной не менее 100 м, изолируют от других выработок уклонного блока, устанавливая две герметичные водоупорные перемычки одну со стороны вентиляционного штрека 8, другую со стороны откаточного штрека 9. В каждой перемычке прокладывают трубопровод 10 для слива продукции скважин диаметром, например, не менее 150 мм. Трубопровод 10 прокладывают над уровнем подошвы добывающей галереи на высоте 5-10 см. Всасывающий патрубок 11 трубопровода 10 для слива продукции скважин размещают от герметичной водоупорной перемычки на расстоянии, например, не менее 10 м для предотвращения засорения трубопроводов для слива продукции скважин механическими примесями, так как именно у перемычки скапливается максимальное количество мехпримесей (см. фиг. 3). Верхнюю часть всасывающего патрубка 11 выполняют перфорированной и большего диаметра, при этом нижний торец перфорационного отрезка располагают, например, на 5-10 см выше уровня абсолютной отметки для торцов сливных патрубков 6 добывающих скважин, например, не менее 0,4 м от подошвы добывающей галереи также для предотвращения засорения трубопроводов для слива продукции скважин механическими примесями. Прокладывают наблюдательный трубопровод малого диаметра, например, 25 мм для контроля уровня продукции скважин. Циклы накопления продукции скважин в секциях и слива продукции постоянно повторяются, при этом оператор во время смены обслуживает не более 4 запорных арматур против 300 при существующем способе эксплуатации, при этом за счет герметичного перекрытия добывающей галереи и образования системы управления работой добывающих скважин созданы благоприятные условия для работы оператора, поскольку теперь его рабочая зона выведена из добывающей галереи, где температура воздуха достигает 53°C и выше, при этом температура воздуха в добывающей галерее перед герметичной водоупорной перемычкой не превышает 26-30°C. Вместе с тем, учитывая, что добывающая галерея изолирована от других выработок уклонного блока, отпадает необходимость в ее проветривании, при этом расход воздуха на проветривание уклонного блока составит 7,5 м3/сек, что в два раза меньше, чем в известном способе по прототипу.

Таким образом, предлагаемый способ обеспечивает достижение ожидаемого технического результата, а именно улучшение условий работы операторов в нефтяных шахтах при снижении затрат на вентиляцию уклонного блока, при этом уменьшается расход электроэнергии, и, как результат, снижается себестоимость нефти.

Способ эксплуатации добывающих галерей уклонных блоков при термошахтной разработке нефтяных месторождений, включающий закачку теплоносителя в нагнетательные скважины, сбор продукции скважин через добывающие скважины и откачку продукции на поверхность из насосной камеры, отличающийся тем, что на устье каждой добывающей скважины устанавливают сливные патрубки, направленные вниз, торцы сливных патрубков всех добывающих скважин располагают на одной абсолютной отметке, добывающую галерею изолируют от других выработок уклонного блока с помощью герметичных водоупорных перемычек, в каждой перемычке прокладывают трубопровод для слива продукции скважин со всасывающим патрубком, направленным вверх, а также наблюдательный трубопровод для контроля уровня продукции скважин, на каждом трубопроводе перед герметичной водоупорной перемычкой устанавливают запорную арматуру и закрывают ее, контролируют уровень продукции скважин путем открытия запорной арматуры наблюдательных трубопроводов и при достижении продукцией скважин уровня наблюдательного трубопровода открывают запорную арматуру соответствующего трубопровода для слива продукции, при этом слив продукции осуществляют до момента начала прорыва теплоносителя через сливной трубопровод.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение энергоэффективности способа разработки.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для повышения нефтеотдачи пласта. .

Изобретение относится к области науки о Земле, в частности к добыче нефти или газа, и может быть использовано для дополнительного извлечения нефти или газа с использованием упругого миграционного геоэффекта и кавитации во флюидосодержащих породах на глубинах 15 км и более.

Изобретение относится к механически несущему и электрически изолирующему механическому соединению (1) удлиненного полого тела (3), состоящего из электрически проводящего материала и проходящего вдоль оси (А), в частности полого цилиндра, с соединительным элементом (5), состоящим из электрически проводящего материала и проходящим вдоль оси.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке месторождения битуминозной нефти без больших затрат времени и средств на прогрев зон пласта, неохваченных прогревом и добычей.

Группа изобретений касается конденсаторного устройства для проводящего шлейфа устройства для добычи «на месте» тяжелой нефти и битумов из месторождений нефтеносного песка, проводящего шлейфа, включающего в себя множество проводящих элементов, и конденсаторного устройства и способа изготовления проводящего шлейфа.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений, а также при производстве электрической энергии.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для теплового воздействия на призабойную зону и нефтяной пласт для предупреждения образования парафиногидратных отложений в зоне перфорации и под насосным оборудованием.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для снижения асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) на внутрискважинном оборудовании и разрушения водонефтяной эмульсии в скважине при эксплуатации скважины, добывающей высоковязкую нефть.

Изобретение относится к области добычи нефти и газа, конкретно - к добыче вязкой нефти, керогеносодержащей нефти из глинистых пластов. Устройство для разработки месторождения трудноизвлекаемой нефти содержит бак горючего и систему подачи воздуха на поверхности, скважинный газогенератор, установленный в горизонтальной части обсадной колонны нагнетательной скважины, соединенный колтюбингом горючего с баком горючего.

Изобретение относится к способам добычи нефти из подземной формации. Способ добычи нефти из подземного резервуара осуществляется посредством введения безводного газообразного аммиака при более высокой температуре, чем температура резервуара, и при давлении, позволяющем газообразному аммиаку заполнить полости в подземном резервуаре, конденсироваться при контакте с нефтью с образованием жидкого аммиака, вступающего во взаимодействие с компонентами нефти с образованием поверхностно-активных веществ, способствующих образованию эмульсии нефти в аммиаке, с последующим извлечением образованной эмульсии из подземного резервуара.

Группа изобретений относится к в основном к нагревателям со свойствами ограничения температуры. Нагреватель для нагрева подземного пласта содержит ферромагнитный проводник и электрический проводник, электрически соединенный с ферромагнитным проводником.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к устройствам, предназначенным для парогазового воздействия на нефтяной пласт. Установка для получения парогазовой смеси содержит турбокомпрессор, включающий в себя компрессор и турбину, рабочие колеса которых закреплены на одном валу, водяной насос, расположенный со стороны компрессора и вал которого соединен с валом турбокомпрессора.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений. Технический результат - повышение эффективности и качества паротеплового воздействия на пласт с высоковязкой нефтью, сохранение коллекторских свойств пласта, снижение тепловых потерь при реализации способа. В способе разработки залежи высоковязкой нефти пароциклическим воздействием бурят добывающую горизонтальную скважину в нижней четверти толщи нефтенасыщенного пласта, определяют давление гидроразрыва пласта в карбонатных породах проведением тест-закачки, а в терригенных породах - проведением минигидравлического разрыва пласта. Затем на устье скважины колонну труб оснащают снизу вверх: перфорированным хвостовиком, насосом, перепускным клапаном, перепускающим из колонны труб в межтрубное пространство, надувным пакером, после чего спускают колонну труб в скважину так, чтобы надувной пакер размещался напротив кровли пласта с высоковязкой нефтью. Производят посадку надувного пакера в скважине, затем на устье нагнетательную линию для закачки теплоносителя обвязывают со смесителем, парогенератором и насосным агрегатом. В качестве теплоносителя используют двухкомпонентную смесь, состоящую из пара с температурой 200-220°С с добавлением легкого углеводорода из расчета 1 л легкого углеводорода на 5 кг пара, осуществляют пароциклическое воздействие двухкомпонетной смесью, приготовленной на устье скважины, на пласт с высоковязкой нефтью в течение 15 сут при открытом перепускном клапане, затем осуществляют технологическую выдержку в течение 7 сут на пропитку при закрытом перепускном клапане, далее производят отбор разогретой нефти до снижения дебита до рентабельно обоснованной величины для данной скважины, после чего циклы повторяют. 3 ил., 2 табл.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при термошахтной разработке месторождения высоковязкой нефти. Техническим результатом является повышение надежности работы отсекателя. Отсекатель пара содержит корпус, гидравлически сообщающийся с устьем скважины, основной выпускной клапан, седло которого установлено в днище корпуса, и поплавковый привод выпускного клапана. Отсекатель снабжен дополнительным выпускным клапаном, седло которого также установлено в днище корпуса, причем запорные элементы клапанов установлены с возможностью их последовательного открытия внутрь корпуса с помощью одного поплавкового привода. Поплавковый привод выпускных клапанов выполнен в виде консоли, шарнирно закрепленной в корпусе с возможностью перемещения консоли в вертикальной плоскости, на свободном конце которой закреплен поплавок, при этом выпускные клапаны установлены по разные стороны консоли. Перпендикулярно консоли установлена и жестко закреплена штанга, на которую свободно насажены тяги, жестко соединенные с запорными элементами. Длина тяги запорного элемента дополнительного выпускного клапана больше длины тяги запорного элемента основного клапана, причем каждый запорный элемент клапана выполнен снизу с направляющим хвостовиком, длина которого больше длины полного хода запорного элемента. 3 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи битумных залежей с газовой шапкой. В способе разработки битумных залежей с газовой шапкой, включающем бурение горизонтальных скважин с восходящим профилем горизонтальных стволов, закачку пара и газа в продуктивный пласт залежи в циклическом режиме, прогрев пласта, отбор продукции из указанных горизонтальных скважин, по данным бурения указанных горизонтальных скважин определяют наличие газовой шапки и уточняют структуру залежи, в купольной части залежи бурят вертикальную добывающую скважину и перфорируют ее у кровли пласта, через данную скважину отбирают газ из газовой шапки и направляют его в емкость для сбора газа. После прогрева пласта горизонтальные скважины эксплуатируют в циклическом режиме, причем каждый цикл состоит из следующих этапов: закачка пара – закачка смеси пара и добытого из газовой шапки газа – отбор продукции. Соотношение пара П и газа Г в закачиваемой смеси устанавливают как П:Г=5-50:1, а длительность цикла закачки парогаза – не менее 10 сут, для поддержания данного соотношения рабочих агентов, их смешивания и периодичности закачки добываемый газ из указанной емкости, а пар из парогенератора подают на бустерную установку, из которой смесь закачивают непосредственно в горизонтальные скважины. После начала циклического режима разработки залежи компенсацию отбора суммы жидкости и газа закачкой в сумме пара и парогаза поддерживают на залежи на уровне 40-100% за один цикл. После прорыва в газовую шапку закачиваемого пара и/или парогаза отбор газа из вертикальной скважины переводят на периодический режим, определяемый временем, требуемым для перераспределения газа в газовой шапке в купольную часть залежи, таким образом, залежь разрабатывают в парогазоциклическом режиме дренирования. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежей сверхвязких нефтей с газовой шапкой. Способ разработки залежей сверхвязких нефтей с газовой шапкой включает бурение горизонтальных скважин с расположением горизонтальных стволов добывающих скважин под горизонтальными стволами нагнетательных скважин, закачку пара в продуктивный пласт залежи, прогрев пласта с созданием паровой камеры, закачку пара и газа в нагнетательные горизонтальные скважины и отбор продукции из добывающих горизонтальных скважин. По данным бурения горизонтальных скважин определяют наличие газовой шапки и уточняют структуру залежи. В купольной части залежи бурят вертикальную добывающую скважину и перфорируют ее у кровли пласта. Через данную скважину отбирают газ из газовой шапки и направляют его в емкость для сбора газа. После прогрева пласта и создания паровой камеры в горизонтальные нагнетательные скважины помимо пара П закачивают добытый из газовой шапки газ Г, смешивая его с паром в соотношении П:Г=5-50:1. Причем для поддержания данного соотношения рабочих агентов и их смешивания добываемый газ из указанной емкости, а пар из парогенератора подают на бустерную установку, из которой смесь закачивают непосредственно в нагнетательные скважины. После прорыва в газовую шапку закачиваемого парогаза отбор газа из вертикальной скважины переводят на периодический режим, определяемый временем, требуемым для перераспределения газа в газовой шапке в купольную часть залежи. При снижении объема накопленного в емкости газа ниже уровня, необходимого для поддержания соотношения закачиваемых рабочих агентов, переходят на закачку в нагнетательные скважины только пара. После повышения объема добытого газа в емкости до значения, при котором возможна закачка парогаза при указанном соотношении в течение не менее 10 сут, переходят на закачку парогаза. Периодичность закачки пар-парогаз при необходимости повторяют. В целом после создания паровой камеры месячную компенсацию отбора суммы жидкости и газа закачкой в сумме пара и парогаза поддерживают на залежи на уровне 40-100%, таким образом, залежь разрабатывают в режиме парогазогравитационного дренирования. 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности реализации способа, равномерная и полная выработка запасов высоковязкой нефти или битума из залежи, увеличение охвата залежи тепловым воздействием с одновременным снижением эксплуатационных затрат. В способе разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин гидроразрыва пласта ГРП в залежи на расстоянии 100 м одна от другой на одной прямой последовательно бурят нагнетательные вертикальные скважины с вскрытием непроницаемого пропластка, причем после бурения каждую вертикальную нагнетательную скважину крепят обсадной колонной и выполняют в ней перфорацию в верхней и нижней частях продуктивного пласта и непроницаемом пропластке, проводят ГРП в интервале непроницаемого пропластка с образованием и креплением трещины разрыва. Выполняют геофизические исследования и определяют направление развития трещины по азимуту, ее высоту и полудлины, причем вертикальные нагнетательные скважины бурят на прямой, перпендикулярной направлению развития трещин разрыва, выполненных из первой и последующих нагнетательных вертикальных скважин. Затем на расстоянии 5 м выше непроницаемого пропластка над трещинами перпендикулярно направлению трещин разрыва на обоих концах бурят две нагнетательные горизонтальные скважины, под горизонтальными нагнетательными скважинами на расстоянии 5 м ниже непроницаемого пропластка бурят две горизонтальные добывающие скважины. Производят закачку в залежь теплоносителя через нагнетательные горизонтальные и вертикальные скважины, а отбор из залежи осуществляют из добывающих горизонтальных скважин. После снижения дебита из добывающих горизонтальных скважин на 50% из нагнетательных горизонтальных скважин между нагнетательными вертикальными скважинами выполняют поинтервальные ГРП с вскрытием непроницаемого пропластка с образованием и креплением трещин разрыва с применением облегченного проппанта, затем производят закачку в залежь теплоносителя через нагнетательные горизонтальные скважины, отбор из залежи осуществляют из добывающих горизонтальных скважин. 3 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при термошахтной разработке месторождения высоковязкой нефти. Технический результат - улучшение условий работы операторов в нефтяных шахтах при снижении затрат на вентиляцию уклонного блока. Способ эксплуатации добывающих галерей уклонных блоков при термошахтной разработке нефтяных месторождений включает закачку теплоносителя в нагнетательные скважины, сбор продукции скважин через добывающие скважины и откачку продукции на поверхность из насосной камеры. В соответствии со способом на устье каждой добывающей скважины устанавливают сливные патрубки, направленные вниз, а торцы сливных патрубков всех добывающих скважин располагают на одной абсолютной отметке. Добывающую галерею изолируют от других выработок уклонного блока с помощью герметичных водоупорных перемычек, в каждой перемычке прокладывают трубопровод для слива продукции скважин со всасывающим патрубком, направленным вверх, а также наблюдательный трубопровод для контроля уровня продукции скважин. На каждом трубопроводе перед герметичной водоупорной перемычкой устанавливают запорную арматуру и закрывают ее. Контролируют уровень продукции скважин путем открытия запорной арматуры наблюдательных трубопроводов. При достижении продукцией скважин уровня наблюдательного трубопровода открывают запорную арматуру соответствующего трубопровода для слива продукции, при этом слив продукции осуществляют до момента начала прорыва теплоносителя через сливной трубопровод. 4 ил., 1 пр.

Наверх