Отсекатель пара для подземной скважины при термошахтной разработке нефтяных месторождений

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.

 

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

Известен способ разработки твердых полезных ископаемых и высоковязких углеводородов, в соответствии с которым устанавливают на устье подземной скважины запорное устройство с возможностью перекрытия скважины в момент прорыва пара и открытия (см. патент РФ №2299972, кл. Е21В 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.

Недостатком использования таких задвижек является то, что 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 горные выработки и существенно ухудшает условия работы в нефтяных шахтах. Также оператор не может одновременно открыть все скважины при конденсации пара, что приводит к снижению темпов отбора добываемой жидкости. Использование ручного труда операторов не позволяет перейти на безлюдную эксплуатацию шахтных добычных блоков.

Также известно запорное устройство для перекрытия канала для отвода конденсата в виде поплавкового клапана (см. патент на полезную модель №64730 от 06.02.2007, кл. F16T 1/30, опубл. 10.07.2007). При положении поплавка в нижнем положении смесь конденсата и пара поступает под поплавок, поднимается между стенками корпуса и поплавка и вытесняется в отводящий канал.

Однако при использовании данного запорного устройства на устьях подземных скважин в нефтяной шахте произойдет забивание корпуса устройства песком и заклинивание поплавка, так как песок является постоянной составляющей добываемой водонефтяной жидкости при любых способах добычи высоковязкой нефти в шахтных условиях и, как результат, невозможность отбора продукции скважины.

Наиболее близким по технической сущности, принятым авторами за прототип, является отсекатель для подземной скважины при термошахтной разработке нефтяных месторождений (см. патент на полезную модель №100553 от 17.06.2009, кл. Е21В 43/24, опубл. 20.12.2010), содержащий корпус, гидравлически сообщающийся с устьем скважины через боковое отверстие в корпусе, выпускной клапан, седло которого установлено в днище корпуса, а запорный элемент соединен с поплавком с возможностью автоматического перекрытия скважины в момент прорыва пара и открытия скважины при конденсации пара.

Недостатком известного отсекателя является снижение надежности его работы за счет следующих факторов.

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.

Техническим результатом, достигаемым настоящим изобретением, является повышение надежности работы отсекателя.

Указанный технический результат достигается предлагаемым отсекателем пара для подземной скважины при термошахтной разработке нефтяных месторождений, содержащим корпус, гидравлически сообщающийся с устьем скважины, основной выпускной клапан, седло которого установлено в днище корпуса, и поплавковый привод выпускного клапана.

Существенными отличительными признаками заявленного изобретения являются:

- отсекатель снабжен дополнительным выпускным клапаном, седло которого также установлено в днище корпуса;

- 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 консоли закреплен поплавок;

- выпускные клапаны установлены по разные стороны консоли;

- запорные элементы выпускных клапанов жестко соединены с тягами, свободно насаженными на штангу;

- штанга жестко прикреплена перпендикулярно к консоли;

- длина тяги запорного элемента дополнительного выпускного клапана больше длины тяги запорного элемента основного клапана;

- каждый запорный элемент клапана выполнен снизу с направляющим хвостовиком, длина которого больше длины хода запорного элемента;

- расстояние от шарнира консоли до середины перпендикулярной штанги определяют по формуле:

,

где l1 - расстояние от шарнира консоли до центра поплавка, м;

l2 - расстояние от шарнира консоли до середины перпендикулярной штанги, м;

ρж - плотность рабочей жидкости, кг/м3;

q - ускорение свободного падения, м/с2;

ρпопл. - плотность поплавка и консоли, м;

V - объем поплавка и консоли, м;

Рраб. - давление среды в корпусе отсекателя пара, Па;

Sотв. - площадь выходного отверстия седла выпускного клапана, м2.

Заявленная совокупность существенных признаков позволяет повысить надежность работы предлагаемого отсекателя, а именно конструкция устройства предотвращает образование мертвой зоны в верхней части корпуса, в которой скапливается газ, ограничивающей ход поплавка вверх и, соответственно, уменьшающей объем корпуса, заполняемый добываемой скважинной жидкостью. Конструктивное исполнение корпуса исключает зависимость скорости течения добываемой скважинной жидкости в корпусе от скорости всплытия поплавка, при этом исполнение запорного элемента, например, в виде конуса, позволяет регулировать расход добываемой скважинной жидкости при изменении уровня жидкости в корпусе. Работоспособность отсекателя при высоких давлениях пара в пласте обеспечивается за счет подбора и расчета параметров отсекателя: объема поплавка, длин плеч консоли, размеров и количества выпускных клапанов.

Конструкция заявленного отсекателя также предотвращает забивание корпуса устройства песком, который является постоянной составляющей добываемой скважинной жидкости при любых способах добычи высоковязкой нефти в шахтных условиях, что является важным промысловым фактором, влияющим на работу устройства. Таким образом, конструктивное исполнение отсекателя существенно повышает надежность его работы, обеспечивая безотказность работы при различных условиях эксплуатации добывающих скважин при термошахтной разработке нефтяных месторождений, предотвращая прорыв пара в добычные галереи.

Заявленная совокупность существенных признаков не известна нам из уровня техники, поэтому предлагаемое 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 изобретательный уровень. Изобретение промышленно применимо, так как выпускаемое промышленностью оборудование, используемое в заявляемом изобретении, позволяет реализовать устройство в полном объеме.

Сущность предлагаемого изобретения поясняется фиг. 1, на которой показана принципиальная схема исполнения отсекателя; фиг. 2, на которой представлен разрез отсекателя по А-А; фиг. 3, на которой представлен вариант исполнения тяг в виде пластин, жестко закрепленных с запорными элементами выпускных клапанов и свободно насаженных на перпендикулярную штангу.

Отсекатель пара содержит корпус 1, гидравлически сообщающийся с устьем скважины в верхней части, и основной выпускной клапан, седло 2 которого установлено в днище корпуса, и поплавковый привод выпускного клапана. Отсекатель снабжен дополнительным выпускным клапаном, седло 3 которого также установлено в днище корпуса, причем запорные элементы 4, 5 выпускных клапанов установлены с возможностью их последовательного открытия внутрь корпуса одним поплавковым приводом. Поплавковый привод выпускных клапанов выполнен в виде консоли 6, закрепленной в корпусе с помощью шарнира 7 с возможностью перемещения консоли в вертикальной плоскости. Консоль может быть выполнена в виде металлической балки, стержня и т.д. На свободном конце консоли жестко закреплен поплавок 8. Поплавок может быть изготовлен из металла или другого материала, выдерживающего температуру до 200°С. Перпендикулярно к консоли жестко прикреплена штанга 9, которая может быть выполнена в виде бруса, шеста, планки и т.д., при этом штанга может быть жестко прикреплена к консоли, как сверху, так и снизу или внутри тела консоли. Целесообразно закрепление перпендикулярной штанги на консоли с равными плечами относительно консоли для предотвращения разбалансировки работы выпускных клапанов, которые установлены по разные стороны относительно консоли. На перпендикулярную штангу 9, по разные стороны от консоли 6, свободно насажена тяга 10 основного клапана и тяга 11 дополнительного клапана, нижний конец которых жестко закреплен с соответствующим запорным элементом 4 и 5 выпускных клапанов. Каждый запорный элемент выпускного клапана выполнен с направляющим хвостовиком, соответственно 12 и 13, длина которых больше длины хода соответствующего запорного элемента. Тяги могут быть выполнены, например, в виде металлических пластин, стержней, трубок и т.д. Все детали отсекателя пара изготавливают из термостойкого металла или сплава, например стали. При выполнении тяги, например, в виде металлической пластины в центре верхней части пластины выполняют отверстие 14 с диаметром, обеспечивающим свободную насадку тяги и ее движение по перпендикулярной штанге. Целесообразно выполнение длины тяги основного клапана соответствующей расстоянию, при котором запорный элемент полностью перекрывает седло клапана, а поплавок находится в горизонтальном положении. Тягу запорного элемента дополнительного выпускного клапана выполняют длиннее тяги запорного элемента основного клапана. При выполнении тяг, например, в виде пластин удлинение тяги дополнительного клапана осуществляют за счет удлинения по вертикали отверстия 15 в центре верхней части пластины с диаметром, обеспечивающим свободную насадку тяги и ее движение по перпендикулярной штанге. Целесообразно длину тяги дополнительного клапана увеличить на половину длины полного хода запорного элемента основного клапана. В этом случае длина полного хода дополнительного клапана соответствует половине длины хода основного клапана. Работоспособность отсекателя сохраняется при незначительном увеличении или уменьшении длин тяг клапанов. В этом случае соответственно изменяется длина хода запорных элементов выпускных клапанов. Возможен вариант выполнения тяг запорных элементов выпускных клапанов, например, в виде стержней разной длины, свободно проходящих через отверстия в перпендикулярной штанге 9 с ограничителями вертикального перемещения тяг над перпендикулярной штангой, например, в виде гайки. Седла 2, 3 выпускных клапанов могут быть снабжены насадками 16, 17 различной формы для увеличения пропускной способности выпускных клапанов. Насадки выполнены с возможностью закрытия их заглушками для проверки герметичности отсекателя. Возможен вариант исполнения отсекателя, при котором в корпусе устройства устанавливают несколько выпускных клапанов, последовательно открывающихся внутрь корпуса с помощью одного поплавкового привода.

Расстояние от шарнира консоли до середины перпендикулярной штанги определяют по формуле:

где l1 - расстояние от шарнира до центра поплавка, м;

l2 - расстояние от шарнира до перпендикулярной штанги, м;

ρж - плотность рабочей жидкости, кг/м3;

ρпопл. - плотность поплавка и консоли, м;

q - ускорение свободного падения, м/с2;

V - объем поплавка и консоли, м;

Рраб. - давление среды в корпусе отсекателя пара, Па;

Sотв. - площадь выходного отверстия седла выпускного клапана, м2.

Исходя из конкретных условий эксплуатации отсекателя с учетом рабочих давлений и производительности скважин с условием обеспечения пропуска запорными элементами всей притекающей из скважины в корпус отсекателя жидкости задают величины ρпопл, V, Sотв и l1, при этом целесообразно уменьшать расстояние l2 - от шарнира до перпендикулярной штанги на величину не менее 20%.

Отсекатели пара устанавливают в добычных галереях на устье каждой подземной добывающей скважины с образованием гидравлической связи скважины с верхней частью корпуса, при этом для предотвращения прямого воздействия потока жидкости на поплавок в верхней части корпуса устанавливают направляющий элемент, например, в виде отбойника (позицией на схеме не показано).

Работа отсекателя осуществляется следующим образом. Рассмотрим вариант установки в корпусе двух выпускных клапанов. Выпускные клапаны находятся в закрытом положении, запорные элементы 4 и 5 плотно прижаты к седлам 2 и 3 при прорыве пара в скважину. Уровень жидкости в корпусе 1 отсекателя находится ниже отметки, при которой архимедова сила, действующая на поплавок 8, меньше веса поплавка в жидкости. Открытие и закрытие запорных элементов 4 и 5 осуществляется только за счет архимедовой силы, действующей на поплавок 8. При конденсации пара в скважине и заполнении скважины и корпуса отсекателя добываемой жидкостью поплавок 8 погружается в жидкость, архимедова сила растет и в определенный момент поплавок всплывает, при этом консоль вместе с перпендикулярной штангой 9 также поднимается вверх и через тягу 10 происходит подъем запорного элемента 4 и открытие основного выпускного клапана. При дальнейшем всплытии поплавка 8, когда запорный элемент 4 основного выпускного клапана поднимется на расстояние больше половины его полного хода, начнет подниматься вверх запорный элемент 5 дополнительного выпускного клапана. При достижении поплавком крайнего верхнего положения оба выпускных клапана открыты и происходит истечение скважинной жидкости из корпуса отсекателя наружу, причем тяги 10 и 11 свободно перемещаются по перпендикулярной штанге 9. При снижении уровня скважинной жидкости в корпусе отсекателя поплавок 8 под действием собственного веса опускается, запорные элементы 4 и 5 перекрывают седла 2 и 3, при этом хвостовики 12, 13 запорных элементов обеспечивают фиксированное перемещение запорных элементов внутри седел. Процесс отбора жидкости продолжается до нового цикла прорыва пара в скважины. В этом случае вновь срабатывают запорные элементы, закрывая выпускные клапаны, перекрывают устье подземной скважины, и, как результат, происходит предотвращение поступления пара в горные выработки. Возможен вариант работы отсекателя, когда в корпусе устанавливается определенный динамический уровень скважинной жидкости, то есть приток жидкости в отсекатель равен его оттоку, в этом случае поплавок остается неподвижным, а уровень скважинной жидкости в корпусе запирает скопившийся над ним пар.

Пример. Предложенный отсекатель может быть использован на Ярегском месторождении высоковязкой нефти со следующими характеристиками: глубина - 200 м, начальная пластовая температура - 8°С, пластовое давление - 0,1 МПа, толщина продуктивного пласта - 26 м, пористость - 26%, проницаемость - 3 мкм2, нефтенасыщенность - 87%, вязкость нефти - 12000 мПа·с, плотность нефти - 933 кг/м3. В качестве теплоносителя используют водяной насыщенный пар. В 4 квартале 2015 г. были изготовлены 4 опытных образца отсекателя пара и установлены на устьях добывающих скважин в блоке «Северный» нефтешахты №2. Размеры корпуса отсекателя: днище корпуса 537*124 (мм), высота боковых стенок 324 и 130 (мм). Длина поплавка 280 мм, диаметр поплавка 115 мм. Расстояние от шарнира консоли до центра поплавка - 336 мм. Расстояние от днища корпуса до низа поплавка при его горизонтальном положении - 15 мм, а от днища корпуса до центра консоли - 75 мм. Длина тяги основного выпускного клапана - 75 мм. Длина тяги дополнительного выпускного клапана - 87 мм. Расстояние между осями клапанов 36 мм. До установки отсекателей пара скважины эксплуатировались путем периодического открытия вручную устьевой задвижки для слива скважинной жидкости. Температура жидкости в скважинах равнялась 97-98°С. При периодической эксплуатации скважин дебит скважин колебался по нефти в среднем от 1,4 т/сут. до 1,7 т/сут., а по воде от 0,8 т/сут. до 1,6 т/сут. После выпуска жидкости из скважин наблюдался выход пара с давлением примерно 1 кг/см2. После установки заявляемых отсекателей пара в скважинах добываемая жидкость, истекаемая из устья скважины, проходила через корпус устройства и вытекала через выпускные клапаны в горную выработку. При прорыве пара клапаны закрывались, удерживая пар внутри корпуса до его конденсации. В процессе испытаний отсекателей пара дебиты скважин выросли примерно в 2 раза. Вместе с тем, в процессе работы отсекателей осуществлялся автоматический выброс песка, скопившегося у седел выпускных клапанов. Заявляемые отсекатели устойчиво работают со дня начала проведения опытно-промысловых работ по настоящее время, доказав свою работоспособность и надежность эксплуатации.

Отсекатель пара для подземной скважины при термошахтной разработке нефтяных месторождений, содержащий корпус, гидравлически сообщающийся с устьем скважины, основной выпускной клапан, седло которого установлено в днище корпуса, и поплавковый привод выпускного клапана, отличающийся тем, что отсекатель снабжен дополнительным выпускным клапаном, седло которого также установлено в днище корпуса, причем запорные элементы выпускных клапанов установлены с возможностью их последовательного открытия внутрь корпуса с помощью одного поплавкового привода, который 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, а их запорные элементы жестко соединены с тягами, свободно насаженными на штангу, жестко прикрепленную перпендикулярно к консоли, при этом 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, а расстояние от шарнира консоли до середины перпендикулярной штанги определяют по формуле:

,

где l1 - расстояние от шарнира консоли до центра поплавка, м;

l2 - расстояние от шарнира консоли до середины перпендикулярной штанги, м;

ρж - плотность рабочей жидкости, кг/м3;

q - ускорение свободного падения, м/с2;

ρпопл. - плотность поплавка и консоли, м;

V - объем поплавка и консоли, м;

Рраб. - давление среды в корпусе отсекателя пара, Па;

Sотв. - площадь выходного отверстия седел выпускных клапанов, м2.



 

Похожие патенты:

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.

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 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.

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.

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.

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.
Наверх