Обработка попутно добываемой воды с использованием испарителя с затравкой

Группа изобретений относится к обработке воды и, в том числе, обработки попутной воды при извлечении нефти. Технический результат – повышение эффективности обработки воды. По способу при извлечении нефти осуществляют следующие операции: а) получают пар; б) вводят пар в формацию, содержащую нефть; в) отводят смесь воды и нефти из формации; г) отделяют попутно добываемую воду из смеси воды и нефти; д) осуществляют обработку попутно добываемой воды, которая включает обработку в испарителе с затравкой с получением дистиллята и отходящего потока; е) используют дистиллят для получения дополнительного количества пара для введения в формацию; ж) смешивают растворитель с отходящим потоком и з) после стадии (ж) отделяют осажденные твердые вещества, содержащие одну или более солей, из отходящего потока. 4 н. и 23 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Область техники

Данное изобретение относится к способу и устройству для обработки воды, например, попутно добываемой воды.

Уровень техники

В патенте Канады 2509309 под заглавием «Способ обработки воды при добыче тяжелой нефти с использованием выпаривания суспензии с затравочными кристаллами сульфата кальция» описан способ обработки попутно добываемой воды при добыче тяжелой нефти с использованием испарителя. Попутно добываемую воду сначала обрабатывают на стадии отделения нефти для снижения содержания нефти и смазочных материалов до приблизительно 20 частей на миллион или менее. Отделенную от нефти воду вводят в испаритель для получения дистиллята и отходящего потока испарителя, содержащего концентрированные остаточные твердые вещества. Дистиллят используют, возможно, после дополнительной доочистки, для получения пара в прямоточном парогенераторе или в другом бойлере. Отходящий поток испарителя можно дополнительно обрабатывать в кристаллизаторе.

Описание изобретения

Нижеследующее краткое описание изобретения служит для подготовки читателя к последующему более подробному описанию и не ограничивает или не определяет заявленное изобретение.

Может быть необходимо обрабатывать отходящий поток испарителя для удаления диоксида кремния и/или других примесей перед тем, как этот поток можно сбрасывать или повторно использовать. Например, отходящий поток испарителя обычно обрабатывают в кристаллизаторе для извлечения воды и получения сухих или слегка подсушенных кристаллов, образовавшихся из твердых веществ, осажденных из отходящего потока. Однако, когда кристаллизатор используют для обработки попутно добываемой воды, в частности попутно добываемой воды при добычи тяжелой нефти, в кристаллизаторе вместо этого можно получить суспензию. Суспензия содержит соли, например, соли диоксида кремния, которые могут иметь концентрации выше их обычных пределов растворимости в воде, и все же твердые вещества не кристаллизуются и их трудно отделить от суспензии. Концентрированные органические соединения из попутно добываемой воды, оставшиеся в суспензии, могут препятствовать росту кристаллов и осаждению даже пересыщенных солей в суспензии.

В способе и установке по данному изобретению в испаритель добавляют источник ионов, например, ионов магния или кальция. Растворитель, например, диизопропиламин (ДИПА), изопропиламин (ИПА), метанол или спирт, добавляют в отходящий поток. Затем растворитель извлекают из смеси растворителя и отходящего потока. Твердые вещества отделяют от отходящего потока перед извлечением растворителя или после извлечения. При необходимости, отходящий поток можно дополнительно концентрировать, например, в кристаллизаторе, перед добавлением растворителя. При необходимости, обработанный отходящий поток возвращают в испаритель.

Способ и установку используют, например, при обеспечении альтернативных средств обработки попутно добываемой воды или другой воды, содержащей растворенные соли и органические соединения. Способ и установка могут быть объединены со способом и установкой для извлечения тяжелой нефти.

Краткое описание чертежей

На Фиг. 1 схематически представлена технологическая схема системы обработки попутно добываемой воды, объединенной с системой извлечения тяжелой нефти.

На Фиг. 1 представлена система 10 обработки воды в сочетании с системой 12 извлечения тяжелой нефти, например битума. Система 12 извлечения тяжелой нефти содержит бойлер 14, нагнетательную скважину 16, эксплуатационную скважину 18 и сепаратор 20 для отделения воды от нефти. Бойлер 14 может представлять собой, например, прямоточный парогенератор (ПТПГ) или котел пакетного типа. Бойлер 14 производит пар 22, который поступает в нагнетательную скважину 16. Нагнетательная скважина 16 подводит пар 22 к геологической формации 24, содержащей тяжелую нефть, например, битум из районов нефтеносных песков провинции Альберта, Канада. Пар 22 повышает текучесть битума в формации 24, и затем его конденсируют. Получают смесь 26 нефти и воды, которую отводят из эксплуатационной скважины 18. Смесь 26 нефти и воды подают в сепаратор 20 для отделения воды от нефти. Полученную нефть 28 удаляют из сепаратора 20 для отделения воды от нефти для дальнейшей переработки. Попутно добываемую воду 30, которая остается после удаления полученной нефти 28 из смеси 26 нефти и воды, направляют в систему 10 обработки воды для дальнейшей обработки. Система 12 извлечения тяжелой нефти может представлять собой, например, систему гравитационного дренажа с применением пара (ГДПП) или систему циклической паростимуляции (ЦПС).

Система 10 обработки воды содержит блок 50 отделения нефти, испаритель 52, возможно кристаллизатор 54 и систему 56 обработки отходящего потока. В блок 50 отделения нефти подают попутно добываемую воду 30 и дополнительно удаляют нефть 51, например, эмульгированную нефть, из попутно добываемой воды 30 с получением отделенной от нефти воды 58. Блок 50 отделения нефти может представлять собой, например, блок флотации растворенным газом, блок фильтрации через скорлупу грецкого ореха, смеситель с полимером для удаления нефти, блок с сорбентом, блок мембранной фильтрации или другое устройство. Подходящие испаритель 52 и кристаллизатор 54 выпускает GE Ionics, Inc.

Отделенную от нефти воду 58 далее обрабатывают в испарителе 52. Возможно, отделенную от нефти воду 58 пропускают через промежуточные стадии обработки на пути к испарителю 52. Однако умягчения воды посредством теплого известкования не требуется и предпочтительно его не обеспечивают.

Испаритель 52 может представлять собой, например, испаритель с механической рекомпрессией пара (МКП или МРП). В испарителе 52 могут использовать падающую пленку или другое внутреннее средство. Испаритель 52 может быть снабжен сопутствующим оборудованием, используемым, например, для изменения pH отделенной от нефти воды или удаления газа или снижения щелочности отделенной от нефти воды 58. Испаритель 52 обеспечивает удаление водяного пара из отделенной от нефти воды 58. Удаляемый водяной пар, когда его конденсируют, образует дистиллят 60, который возвращают в бойлер 14 для повторного использования в системе 12 извлечения тяжелой нефти, возможно после дополнительной обработки.

Испаритель 52 также содержит контур 62 рециркуляции соляного раствора. Химическое соединение 63, используемое в качестве затравки, добавляют в испаритель 52, например, посредством введения в контур 62 рециркуляции соляного раствора, как показано, в сборник испарителя, в питающую линию испарителя или с помощью других средств. Химическое соединение 63, используемое в качестве затравки, может представлять собой, например, оксид магния или соль кальция. Химическое соединение, используемое в качестве затравки, можно добавлять в сухом виде или в растворе. Подходящей магниевой солью является оксид магния. Подходящей кальциевой солью является сульфат кальция (гипс).

Отходящий поток 64 испарителя отводят из контура 62 рециркуляции соляного раствора и подают в систему 56 обработки отходящего потока. При необходимости, система 56 обработки отходящего потока может быть расположена внутри контура 62 рециркуляции соляного раствора. Отходящий поток 64 испарителя и вода в контуре 62 рециркуляции соляного раствора имеют высокую концентрацию различных примесей, которые присутствовали в отделенной от нефти воде 58. В частности, отходящий поток 64 испарителя и вода в контуре 62 рециркуляции соляного раствора имеют высокую концентрацию диоксида кремния. Поэтому отходящий поток 64 испарителя не подходит для отведения во многих местах. Применение затравки и растворителя (описанного ниже) может быть особенно полезным, когда отходящий поток 64 испарителя или жидкость в контуре 62 рециркуляции соляного раствора имеет содержание водорастворимых органических веществ (ВОВ) 3 масс. % или более, и содержание ВОВ составляет 20% или более от общего содержания твердых веществ (ОТВ). ОТВ определяют посредством нагревания образца до температуры 105°C для удаления воды, и деления полученной массы сухого образца на исходную массу образца. Общее содержание растворенных твердых веществ (ОРТВ) определяют посредством нагревания образца до 550 для удаления воды и органических соединений и деления полученной массы сухого образца на исходную массу образца. ВОВ рассчитывают как разность между ОТВ и ОРТВ.

В системе 10 обработки воды отходящий поток 64 испарителя можно дополнительно обрабатывать в возможном кристаллизаторе 54. В кристаллизаторе 54 дополнительно удаляют пары воды из отходящего потока 64 испарителя, которые при конденсации образуют второй дистиллят 66. Второй дистиллят 66 можно возвращать в бойлер 14 для повторного использования в системе 12 извлечения тяжелой нефти, возможно после дополнительной обработки.

Из кристаллизатора 54 также выходит отходящий поток 68 кристаллизатора. Отходящий поток 68 кристаллизатора имеет еще более высокую концентрацию диоксида кремния и других растворенных твердых веществ по сравнению с отходящим потоком 64 испарителя. При определенных условиях, в частности, когда обрабатывают попутно добываемую воду 30 из процесса извлечения нефти с закачкой пара или воды, из кристаллизатора 54 выходит отходящий поток 68 кристаллизатора в форме суспензии с высокой концентрацией твердых веществ. Диоксид кремния и другие растворенные твердые вещества присутствуют в суспензии в пересыщенном состоянии, но не выпадают в осадок и не отстаиваются из суспензии. Например, отходящий поток 68 кристаллизатора может иметь общее содержание твердых веществ (ОТВ) 25 масс. % или более, или 50 масс. % или более.

Испаритель 52 и кристаллизатор 54 представляют собой типы устройств термической обработки, альтернативно называемые дистилляторами. При необходимости, альтернативные устройства термической обработки или сгустители можно использовать на одной или более стадиях для получения суспензии, подобной отходящему потоку 68 кристаллизатора, или смесей, подобных отходящему потоку 64 испарителя, или воды в контуре 62 рециркуляции соляного раствора. Общее содержание органического углерода (ООУ) в любой из этих смесей 62, 64, 68 может составлять 2 масс. % или более; общее содержание растворенных твердых веществ (ОРТВ) может составлять 10 масс. % или более, и содержание диоксида кремния может составлять 1,5 масс. % или более. Система 56 обработки отходящего потока может быть расположена так, чтобы принимать отходящий поток 68 кристаллизатора, как показано, принимать отходящий поток 64 испарителя в отсутствие кристаллизатора 54, или она может входить в состав контура 62 рециркуляции соляного раствора, и в этом случае отходящий поток 64 испарителя может отсутствовать или оставаться в качестве меньшего выпускного потока системы, с испарителем 54 или без него.

Представленная система 56 обработки отходящего потока включает реакционную емкость 70, систему 72 дозирования растворителя и систему 74 извлечения растворителя. Отходящий поток 68 кристаллизатора (или отходящий поток 64 испарителя или рециркулируемый соляной раствор 62) и растворитель из системы 72 дозирования растворителя подают в реакционную емкость 70 и смешивают. Реакционная емкость 70 может представлять собой, например, смеситель или трубопровод с проточным перемешиванием. Растворитель можно пропускать через теплообменник 88 для растворителя и тем самым охлаждать отходящий поток 68 кристаллизатора (или отходящий поток 64 испарителя или рециркулируемый соляной раствор 62) перед его поступлением в реакционную емкость 70, если требуется поддерживать температуру в реакционной емкости 70 ниже температуры кипения растворителя или поддерживать температуру, при которой растворитель и вода являются смешиваемыми.

Твердые вещества 76 выпадают в осадок, отстаиваются, и их удаляют со дна реакционной емкости 70, которая действует как встроенный блок разделения жидкой и твердой фаз. Альтернативно, осажденные твердые вещества 76 удаляют с помощью блока разделения жидкой и твердой фаз, такого как центрифуга, фильтр-пресс, гидроциклон, фильтр или осветлитель. В другом варианте, растворитель извлекают из отходящего потока 68 кристаллизатора (или отходящего потока 64 испарителя или рециркулируемого соляного раствора 62) перед удалением осажденных твердых веществ 76 или после этой операции.

Растворитель добавляют в массовом отношении растворителя к отходящему потоку 68 кристаллизатора (или отходящему потоку 64 испарителя или рециркулируемому соляному раствору 62), составляющем по меньшей мере 1:1, или приблизительно 5:1 или более.

Оставшуюся смесь 78 отходящего потока и растворителя подают в систему 74 извлечения растворителя. Система 74 извлечения растворителя может включать обогреваемый декантатор. В случае ДИПА, нагревание смеси 78 отходящего потока и растворителя до приблизительно 74°C приводит к отделению растворителя от воды и образованию жидкой фазы растворителя над водой. Растворитель декантируют и отводят в верхней части системы 74 извлечения растворителя. Альтернативно, другие растворители, такие как ИПС, метанол или этанол извлекают из смеси 78 отходящего потока и растворителя посредством дистилляции. Другими средствами извлечения растворителя могут быть средства, подходящие для других растворителей. Извлеченный растворитель 80 подают в систему 72 дозирования растворителя для повторного использования в системе 56 обработки отходящего потока.

Осажденные твердые вещества 76 могут включать некоторые органические соединения. Осажденные твердые вещества 76 можно обрабатывать для удаления органических соединений, если требуется соответствие требованиям отведения или сброса, относящимся к осажденным твердым веществам. Например, осажденные твердые вещества 76 можно сушить, нагревать, подвергать воздействию УФ-излучения, подвергать воздействию микроорганизмов, внедрять в цемент или промывать водой, растворителем, используемым в системе 74 извлечения растворителя, или другим растворителем.

Также получают сточный соляной раствор 82. В случае, когда система 56 обработки отходящего потока расположена внутри контура 62 рециркуляции соляного раствора, сточный соляной раствор 82 протекает в испаритель 52 для завершения контура 62 рециркуляции соляного раствора. В других вариантах, сточный соляной раствор 82 отводят или рециркулируют в систему 10 обработки воды, например, подавая обратно в испаритель 52. Блок 90 обработки позволяет извлекать оставшийся растворитель или удалять органические примеси из сточного соляного раствора 82. При необходимости, в сточный соляной раствор 82 можно добавлять химические вещества для окисления оставшихся органических соединений. Альтернативно или дополнительно органические соединения можно подвергать биологическому разложению. В другом альтернативном варианте органические соединения можно извлекать, с учетом их ценности в качестве промышленных химических веществ. Обработанный сточный соляной раствор 82 возвращают в систему 10 обработки воды. Однако, в некоторых случаях может быть предпочтительно удалять сточный соляной раствор 82 из системы 10 обработки воды, возможно после обработки сточного соляного раствора 82, если требуется соответствие каким-либо требованиям стандартов отведения или сброса. Таким путем сточный соляной раствор 82 обеспечивает отведение растворимых в воде органических соединений из системы 10 обработки воды, чтобы замедлить накапливание каких-либо органических соединений, которые неэффективно удаляют с помощью какого-либо способа в системе 10 обработки воды.

В данном описании изобретения использованы примеры для раскрытия сущности изобретения, а также для обеспечения возможности для специалиста в данной области техники осуществить на практике данное изобретение. Объем защиты изобретения определен формулой изобретения и может включать другие примеры реализации, которые могут представляться возможными для специалиста в данной области техники.

1. Способ извлечения нефти, включающий следующие стадии:

а) получение пара;

б) введение пара в формацию, содержащую нефть;

в) отведение смеси воды и нефти из формации;

г) отделение попутно добываемой воды из смеси воды и нефти;

д) обработка попутно добываемой воды, включающая обработку в испарителе с затравкой, с получением дистиллята и отходящего потока;

е) использование дистиллята для получения дополнительного количества пара для введения в формацию;

ж) смешивание растворителя с отходящим потоком и

з) после стадии (ж), отделение осажденных твердых веществ, содержащих одну или более солей, из отходящего потока.

2. Способ по п. 1, в котором нефть представляет собой тяжелую нефть или битум.

3. Способ по п. 1, в котором стадии (а), (б) и (в) входят в состав процесса гравитационного дренажа с применением пара - ГДПП или циклической паростимуляции - ЦПС.

4. Способ по п. 1, в котором стадия (д) включает обработку попутно добываемой воды в испарителе с получением отходящего потока испарителя и обработку отходящего потока испарителя в кристаллизаторе с получением отходящего потока.

5. Способ по п. 1, в котором растворитель включает диизопропиламин - ДИПА.

6. Способ по п. 1, в котором осажденные твердые вещества включают диоксид кремния.

7. Способ по любому из пп. 1-6, включающий стадии извлечения растворителя из смеси с отходящим потоком и смешивания извлеченного растворителя с еще одним отходящим потоком.

8. Способ по п. 7, включающий стадию удаления остатка отходящего потока из процесса после стадий извлечения растворителя и отделения осажденных твердых веществ.

9. Способ по п. 7, включающий обработку органических соединений в остатке отходящего потока и возврат обработанного отходящего потока в процесс на стадию (д) или выше по потоку.

10. Способ обработки смеси, содержащей воду, одну или более солей в растворе и одно или более органических соединений, включающий стадии:

а) обработка смеси в испарителе с получением концентрата;

б) добавление источника ионов в концентрат в испарителе с получением концентрата с затравкой;

в) смешивание концентрата с затравкой с растворителем и

г) удаление выпавших в осадок одной или более солей и одного или более органических соединений из концентрата с затравкой.

11. Способ по п. 10, дополнительно включающий стадию извлечения по меньшей мере части растворителя из смеси концентрата и растворителя.

12. Способ по п. 11, дополнительно включающий стадию смешивания извлеченного растворителя с еще одним потоком концентрата.

13. Способ по п. 10, в котором вода включает попутно добываемую воду.

14. Способ по п. 13, в котором попутно добываемую воду извлекают из содержащей тяжелую нефть формации после введения пара в формацию.

15. Способ по п. 10, в котором концентрат включает отходящий поток из одного или более устройств термической обработки.

16. Способ по п. 15, в котором устройства термической обработки включают испаритель или испаритель и кристаллизатор.

17. Способ по п. 10, дополнительно включающий стадию обработки по меньшей мере части концентрата с затравкой после стадии (в) для окисления или удаления органических соединений и возврата обработанного концентрата с затравкой на стадию (а).

18. Способ по любому из пп. 10-17, в котором концентрат имеет содержание водорастворимых органических веществ - ВОВ 3 масс. % или более, и содержание ВОВ составляет 20% или более от общего содержания твердых веществ - ОТВ в концентрате.

19. Установка для обработки попутно добываемой воды, включающая:

а) испаритель с затравкой для обработки попутно добываемой воды и получения отходящего потока;

б) смеситель для растворителя, сообщающийся с отходящим потоком;

в) систему подачи растворителя, сообщающуюся со смесителем для растворителя, и

г) устройство для разделения жидкой и твердой фаз.

20. Установка по п. 19, в которой устройство для разделения жидкой и твердой фаз встроено в смеситель для растворителя или расположено ниже по потоку.

21. Установка по п. 19, содержащая два или более устройства термической обработки, соединенных последовательно.

22. Установка по п. 21, в которой указанные устройства термической обработки включают испаритель и кристаллизатор.

23. Установка по любому из пп. 19-22, дополнительно включающая систему извлечения растворителя ниже по потоку от смесителя для растворителя.

24. Установка по п. 23, дополнительно включающая систему обработки, предназначенную для окисления или удаления органических соединений, расположенную ниже по потоку от системы извлечения растворителя.

25. Способ обработки попутно добываемой воды при извлечении тяжелой нефти, включающий следующие стадии:

а) отделение нефти от попутно добываемой воды;

б) обработку отделенной от нефти попутно добываемой воды в испарителе с затравкой с получением отходящего потока испарителя;

в) добавление растворителя в отходящий поток и

г) отделение твердых веществ от отходящего потока.

26. Способ по п. 25, дополнительно включающий, после стадии (г), стадию извлечения растворителя из отходящего потока.

27. Способ по п. 26, дополнительно включающий стадию обработки отходящего потока для удаления или окисления одного или более органических соединений в отходящем потоке и возврата обработанного отходящего потока на стадию (б) или выше по потоку.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области добычи и переработки газового конденсата шельфового месторождения и может быть использовано в газодобывающей и газоперерабатывающей отраслях промышленности.

Изобретение относится к композициям для извлечения нефти. Композиция для извлечения нефти содержит: димерное неионогенное поверхностно-активное вещество приведенной структурной формулы I или его региоизомер и/или тримерное неионогенное поверхностно-активное вещество приведенной формулы II и диоксид углерода.

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 нефтегазоперерабатывающей промышленности, а именно к разработке и эксплуатации пластов со сниженной в результате техногенного воздействия проницаемостью, низким пластовым давлением и высокой обводненностью.

Способ может быть использован на предприятиях газодобывающей, газоперерабатывающей и нефтеперерабатывающей промышленности, входящих в единый технико-экономический региональный кластер.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при добыче нефти из высокообводненных скважин без подъема воды на поверхность. Технический результат заключается в обеспечении заданной степени очистки воды от нефти и механических примесей за счет оптимального подбора числа параллельно и последовательно включенных сепараторов.

Изобретение относится к оборудованию для подготовки попутно добываемой пластовой воды в системе сбора нефти, газа и воды. Установка включает трубопровод 3 подачи добываемой газо-жидкостной смеси (ГЖС) в блок сепарации ГЖС 1, трубопровод отвода ГЖС 10 из блока сепарации ГЖС 1, блок подготовки воды 2, оснащенный фильтром 6 для очистки от механических примесей, трубопровод отвода воды 5.

Группа изобретений относится к топливно-энергетическому комплексу и может быть использована для добычи трудноизвлекаемой высоковязкой нефти. Технический результат - упрощение технологии работы и структуры подземного оборудования, повышение нефтеотдачи пласта, снижение стоимости бурения скважин.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для кустового сброса и утилизации попутно добываемой воды на нефтяных месторождениях поздней стадии разработки.

Изобретение относится к добыче нефти и может быть применено для разработки нефтяных месторождений с обустройством нефтяных промыслов. Нефтедобывающий комплекс включает, по меньшей мере, одну добывающую и одну нагнетательную скважины, снабженные блоками телемеханической системы регулирования и учета потоков добываемой и закачиваемой жидкости с регулируемыми клапанами и датчиками контрольно-измерительных приборов (КИП), межскважинную перекачивающую станцию (МПС).

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технологии добычи тяжелой и высоковязкой нефти из горизонтальных или имеющих наклонный участок скважин с применением тепла.
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - расширение области применения технологии за счет реагентов, устойчивых к высоким температурам, с одновременным снижением стоимости обработки за счет снижения количества используемой техники.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к добыче керогенсодержащей нефти внутрипластовым горением с вводом дополнительного топлива.

Группа изобретений относится к нефтяной и газодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки призабойной и удаленной зон нефтегазоносного пласта, безопасности процесса, уменьшение сырьевых затрат.

Группа изобретений относится к повышению сортности тяжелых углеводородов во время извлечения из пласта. Технический результат – увеличение извлечения углеводородов с одновременным повышением их сортности, снижение воздействия на окружающую среду, уменьшение энергозатрат.

Изобретение относится к разработке залежей высоковязкой нефти с пароциклическим воздействием, содержащих непроницаемые пропластки с применением трещин гидроразрыва пласта (ГРП).

Изобретение относится к разработке залежей высоковязкой нефти или битума, содержащих непроницаемые пропластки трещинами гидроразрыва пласта. Способ включает бурение вертикальной нагнетательной и горизонтальной добывающей скважин в залежи, представленной верхней и нижней частями продуктивного пласта, разделенными непроницаемым пропластком, крепление вертикальной нагнетательной и горизонтальной добывающей скважины обсадными колоннами, перфорацию обсадных колонн, закачку теплоносителя через вертикальную нагнетательную скважину и отбор продукции через горизонтальную добывающую скважину.

Изобретение относится к области промысловой геофизики и может быть использовано для интенсификации добычи тяжелой высоковязкой нефти. Заявлен способ повышения нефтеотдачи пласта с высоковязкой нефтью, при котором погружают в скважину снаряд, содержащий спиральную линию, с помощью которой возбуждают в обсадной трубе скважины переменный азимутальный электрический ток с частотой ~10 кГц, осуществляя локальный нагрев участка обсадной трубы и коллектора скважины для уменьшения коэффициента вязкости нефти в области пласта, прилегающего к обсадной трубе.

Изобретение относится к области горного дела. Технический результат - увеличение коэффициента извлечения нефти с одновременным снижением затрат на прогрев продуктивного пласта за счет исключения прорыва теплоносителя в газовые шапки.

Группа изобретений относится к способу соединения и разъединения труб для добычи битуминозной нефти и устройству для лазерной стыковой сварки и резки труб. Техническим результатом является повышение надежности колонны труб при закачке теплоносителя.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - вовлечение в разработку слабопроницаемых зон, повышение равномерности вытеснения, повышение охвата воздействием, создание равномерной паровой камеры в неоднородном по проницаемости пласте. Способ разработки зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума включает определение в залежи зон с различной проницаемостью, строительство выше водонефтяного контакта горизонтальной скважины с дополнительными стволами, вскрывающими слабопроницаемые зоны, закачку теплоносителя и отбор продукции. Бурение дополнительных стволов производят в одной горизонтальной плоскости с основным горизонтальным стволом в слабопроницаемые зоны с проницаемостью, в два и более раз меньшей относительно средней проницаемости залежи. Закачку пара производят давлением, не превышающим давления гидроразрыва пласта, в объеме не менее 10 т на 1 м суммарной длины горизонтального участка основного ствола и дополнительных стволов, а отбор - при давлении не ниже давления разрушения стенок дополнительных стволов, причем между закачкой и отбором производят термокапиллярную пропитку залежи. 1 ил., 1 пр.

Группа изобретений относится к обработке воды и, в том числе, обработки попутной воды при извлечении нефти. Технический результат – повышение эффективности обработки воды. По способу при извлечении нефти осуществляют следующие операции: а) получают пар; б) вводят пар в формацию, содержащую нефть; в) отводят смесь воды и нефти из формации; г) отделяют попутно добываемую воду из смеси воды и нефти; д) осуществляют обработку попутно добываемой воды, которая включает обработку в испарителе с затравкой с получением дистиллята и отходящего потока; е) используют дистиллят для получения дополнительного количества пара для введения в формацию; ж) смешивают растворитель с отходящим потоком и з) после стадии отделяют осажденные твердые вещества, содержащие одну или более солей, из отходящего потока. 4 н. и 23 з.п. ф-лы, 1 ил.

Наверх