Способ извлечения высоковязкой нефти и природного битума из залежи



Способ извлечения высоковязкой нефти и природного битума из залежи
Способ извлечения высоковязкой нефти и природного битума из залежи
Способ извлечения высоковязкой нефти и природного битума из залежи

Владельцы патента RU 2675276:

Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам разработки месторождений высоковязкой нефти или природного битума горизонтальными скважинами. Техническим результатом является создание технологичного способа извлечения высоковязкой нефти и природного битума из залежи, увеличивающего ассортимент известных способов, позволяющего при помощи предварительных исследований выбрать эффективный состав, за счет двухступенчатой закачки композиций растворителей быстро и с высокой точностью контролировать физико-химические свойства извлекаемой высоковязкой нефти или природного битума для предотвращения процессов выпадения асфальтено-смолистых компонентов в продуктивном пласте, а за счет направленной перфорации горизонтального участка ствола скважины добиться наиболее полного охвата продуктивного пласта с использованием одной скважины вместо двух. Способ извлечения высоковязкой нефти и природного битума из залежи включает бурение скважины в продуктивном пласте для циклической закачки растворителя и отбора нефти с помощью насоса, до начала закачки производят предварительные исследования и определение состава керновой нефти и на их основе выбирают состав композиции оторочки и продавливающей композиции, производят бурение горизонтальной скважины в подошвенной зоне продуктивного пласта, направленную перфорацию горизонтального участка скважины по верхней образующей ствола, закачку в скважину композиции оторочки под давлением, превышающим давление гидроразрыва. При этом в состав композиции оторочки входит неионогенное ПАВ, объемное соотношение алифатических, ароматических и поверхностно-активных компонентов составляет (90-80):(≤10):(≤10). Затем в качестве продавливающей композиции используют смесь алифатических компонентов с ионогенным ПАВ в соотношении (≥90):(≤10) для снижения межфазного натяжения между закачиваемой композицией и конденсатом пара для улучшения проникновения пара, далее производят закачку пара для снижения вязкости добываемой продукции. 3 з.п. ф-лы, 3 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам разработки месторождений высоковязкой нефти или природного битума горизонтальными скважинами с использованием углеводородных растворителей, поверхностно-активных веществ (ПАВ) и парового воздействия, и может быть использовано при добыче тяжелой высоковязкой нефти и битума.

Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума (патент РФ №2274742, класс E21B 43/24 от 20.04.2006 г.), где интервал продуктивного пласта перфорируют в верхней и нижней частях. В скважину спускают две параллельные колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с одним пакером. Конец первой колонны НКТ размещают напротив верхней части продуктивного пласта. Конец второй колонны НКТ с пакером размещают напротив нижней части продуктивного пласта. Пакер устанавливают в интервале между перфорацией верхней и нижней частей продуктивного пласта. В качестве рабочего агента используют оторочки пара и углеводородного растворителя. Закачку рабочего агента и отбор продукции производят циклически: закачивают рабочий агент по первой колонне НКТ в верхнюю часть продуктивного пласта при закрытой второй колонне НКТ и отсутствии отбора продукции, отбирают продукцию по второй колонне НКТ из нижней части продуктивного пласта при закрытой первой колонне НКТ и отсутствии закачки рабочего агента. Циклы закачки и отбора повторяют.

Недостатком указанного способа, основанного на использовании вертикальных скважин, является низкий уровень охвата продуктивного пласта воздействием и, как следствие, невысокий коэффициент извлечения нефти. Кроме того, спуск двух параллельных колонн НКТ с одним пакером является технически сложной операцией.

В патенте (СА №2590829 от 26.12.2007 г.), представлены варианты композиций углеводородных растворителей и методов их использования для добычи тяжелой нефти и битума. В основе композиции предлагается использовать сочетание вязкость-понижающего растворителя и растворителя асфальтенов.

В качестве вязкость-понижающего растворителя используют различные нормальные и циклические алкановые углеводороды, а также алкены, диоксид углерода и пирролидоны. В качестве растворителя асфальтенов используют ароматические углеводороды: бензол, толуол, ксилолы и т.д. вплоть до полициклических (антрацен), а также различные ароматические кислород-, азот- и галогенпроизводные. Кроме того, в композицию могут быть включены ПАВ анионного, катионного, неионогенного и амфотерного типов. Соотношение вязкость-понижающего растворителя и растворителя асфальтенов в композиции может варьироваться от 10:1 до 1:10. Устойчивость асфальтенов к осаждению при смешении легких алкановых углеводородов и различной тяжелой нефти или битума предварительно определяют лабораторным тестированием поглощения излучения лазера. Методы закачки охватывают варианты от простого нагнетания до совместного использования с паром и другими теплоносителями.

Способ не предполагает контроль за осаждением асфальтено-смолистых компонентов в извлекаемой высоковязкой нефти или природном битуме в процессе их извлечения, что приводит к риску выпадения асфальтенов в продуктивном пласте и снижению добычи.

В патенте (патент РФ №2475636, класс E21B 43/24 от 20.02.2013 г.) описано решение проблем с осаждением асфальтено-смолистых компонентов в извлекаемой высоковязкой нефти или природном битуме с помощью контроля за изменением содержания асфальтено-смолистых компонентов в извлекаемой высоковязкой нефти или природном битуме и корректировку соотношения вязкость-понижающего растворителя и растворителя асфальтенов в рабочем агенте в соответствии с полученными данными, причем контроль за изменением содержания асфальтено-смолистых компонентов ведут постоянно на протяжении всего времени извлечения высоковязкой нефти или природного битума из залежи, с использованием метода фотоколориметрии, и корректировку соотношения вязкость-понижающего растворителя и растворителя асфальтенов в рабочем агенте осуществляют исходя из кривой изменения коэффициента светопоглощения (Ксп): в случае уменьшения Ксп, свидетельствующего об осаждении асфальтено-смолистых компонентов в продуктивном пласте, увеличивая количество растворителя асфальтенов в рабочем агенте до отсутствия изменения Ксп (до достижения начальных величин Ксп).

Недостатками способа является необходимость использования двух скважин вместо одной, что значительно увеличивает начальные и эксплуатационные затраты. Отсутствие в составе закачиваемой смеси ПАВ, в результате чего ухудшается проникновение состава в пласт. Непрерывная закачка растворителя вместо использования оторочки, что значительно повышает стоимость работ. А также использование контроля состава добываемой нефти только после применения растворителей, а не до, в результате изменения состава закачиваемой смеси происходят уже после начала процесса выпадения асфальтенов, что ухудшает коллекторские свойства пласта и снижает добычу.

В патенте (патент РФ №2455475, класс E21B 43/24 от 10.07.2012 г.), выбранном заявителем в качестве прототипа, представлен способ разработки месторождений высоковязкой нефти с малыми толщинами пластов методом циклической закачки растворителя и пара в одиночные наклонно направленные скважины.

Недостатками способа являются потеря запасов, расположенных под восходящей частью скважины, а также существенные потери теплового эффекта и снижение эффективности растворителя, так как часть пара и большая часть растворителя неизбежно попадают под скважину, и воздействуют на нефть, которая не попадет в зону питания насоса при откачке продукции.

Задача изобретения - создание технологичного способа извлечения высоковязкой нефти и природного битума из залежи, увеличивающего ассортимент известных способов, позволяющего при помощи предварительных исследований выбрать эффективный состав, за счет двухступенчатой закачки композиций растворителей быстро и с высокой точностью контролировать физико-химические свойства извлекаемой высоковязкой нефти или природного битума для предотвращения процессов выпадения асфальтено-смолистых компонентов в продуктивном пласте, а за счет направленной перфорации горизонтального участка ствола скважины добиться наиболее полного охвата продуктивного пласта с использованием одной скважины вместо двух.

Технический результат изобретения - сокращение времени подачи пара, более полное извлечение углеводородных компонентов из продуктивного пласта, предотвращение образования высоковязкой эмульсии за счет поддержания асфальтенов во взвешенном состоянии, сохранение охвата продуктивного пласта при использовании одной скважины вместо двух, снижение потерь растворителей и тепла за счет направленной перфорации горизонтального участка скважины по верхней образующей ствола, повышение экономической эффективности и снижение финансовых и материальных затрат за счет использования одной скважины снижение экологических рисков за счет использования периодической закачки вместо непрерывной.

Технический результат достигается заявляемым способом извлечения высоковязкой нефти и природного битума из залежи, включающим определение состава керновой нефти до начала воздействия, бурение горизонтальной скважины в подошвенной зоне продуктивного пласта, направленную перфорацию горизонтального участка скважины по верхней образующей ствола, выбор состава оторочки, закачку в горизонтальную скважину оторочки композиции растворителя, далее по тексту - композиция оторочки, под давлением превышающим давление гидроразрыва, состоящего из вязкость-понижающего растворителя, в качестве которого используют алифатические углеводороды с числом углеродных атомов С5-С7, растворителя асфальтенов, который представляет собой ароматические углеводороды, неионогенного ПАВ, в объемном соотношении (90-80):(≤10):(≤10).

Затем выбор и закачку продавливающей композиции растворителя с ионогенным ПАВ в соотношении (≥90):(≤10) далее по тексту - продавливающая композиция, для улучшения проникновения пара. Производят закачку пара, в качестве третьей ступени воздействия, для снижения вязкости добываемой продукции. Далее производят отбор продукции.

Сущность изобретения: способ включает выбор закачиваемого состава на основе исследования его взаимодействия с добываемой нефтью; бурение горизонтальной скважины; направленную перфорацию горизонтального участка скважины по верхней образующей ствола. Определение состава керновой нефти до начала воздействия, и выбор композиций растворителей на основе ее состава. Трехступенчатый комплекс периодически повторяемых мероприятий: закачка композиции оторочки; закачка продавливающей композиции; закачка пара. Отбор смеси высоковязкой нефти или природного битума с растворителем и конденсатом пара.

Для проведения всех мероприятий используют одну горизонтальную скважину, которую бурят в подошвенной части продуктивного пласта. Перфорацию скважины осуществляют только по верхней образующей горизонтального участка ствола, таким образом, воздействие композициями и паром будет сконцентрировано в продуктивной части пласта.

Использование одной скважины, работающей в периодическом режиме, позволит значительно сократить капитальные и текущие затраты при обустройстве месторождения.

Композицию оторочки закачивают в продуктивный пласт под давлением, превышающим давление гидроразрыва. Конкретный состав композиции оторочки определяют на основе состава добываемой нефти или природного битума, с содержанием в них асфальтенов, смол и парафинов, и является комплексным. Например, для Северо-Ашальчинского поднятия состав композиции оторочки содержит, об. %: алифатических углеводородов с числом углеродных атомов 5-7 - 80-90, ароматических с числом углеродных атомов 7-9 - не более 10, неионогенное ПАВ - не более 10.

Соотношение компонентов в составе композиции определяют в соответствии с физико-химическими свойствами извлекаемой высоковязкой нефти или природного битума перед началом закачки состава. Выбор производится следующим образом: отбирают керн при бурении разведочной скважины, из которого, методом холодной экстракции (без воздействия температуры) извлекают керновую нефть, определяют ее состав. В состав композиции оторочки, пропорционально содержанию асфальтенов в керновой нефти, входят ароматические углеводороды (например, толуол, ксилолы, этилбензин), обеспечивающие поддержание асфальтенов во взвешенном состоянии и предотвращение выпадения их в осадок. Также в составе композиции оторочки присутствует неионогенное ПАВ, обеспечивающее лучшее продвижение композиции оторочки по продуктивному пласту. Это могут быть ПАВ алкилимидозалинов, нефтерастворимых алкилфенолов или группы сульфоновой кислоты. Остальная часть состава - алифатический растворитель, в качестве которого используют дистиллятную продукцию, широкую фракцию легких углеводородов - ШФЛУ или нестабильный - газовый бензин.

При выборе состава оторочки проводят следующие мероприятия:

1) оценка коллоидной устойчивости нефти при взаимодействии с растворителем на основе спектрофотометрических исследований;

2) оценка снижения вязкости нефти при взаимодействии с растворителем на основе реологических исследований;

3) оценка диффузионной активности растворителя.

При проведении исследований используют балльную систему для сравнения разных составов.

Продвижение композиции оторочки по продуктивному пласту осуществляют продавливающей композицией - смесью алифатического растворителя и ионогенного ПАВ. Функция алифатического растворителя -повышение охвата продуктивного пласта воздействием. В качестве алифатических компонентов используют дистиллятную продукцию, широкую фракцию легких углеводородов - ШФЛУ или нестабильный -газовый бензин. Ионогенное ПАВ, используемое в продавливающей композиции, например, водорастворимый алкилфенол, предназначено для снижения межфазного натяжения между закачиваемым растворителем и конденсатом пара, для улучшения продвижения пара по продуктивному пласту.

Предлагаемый способ иллюстрируется следующими фигурами, где на

- фиг. 1 изображена зона воздействия на продуктивный пласт;

- фиг. 2 изображена схема закачки реагентов;

- фиг. 3 изображена схема воздействия на продуктивный пласт в разрезе.

Зона воздействия на продуктивный пласт (фиг. 1) показывает: горизонтальный участок ствола скважины - 1, подошва продуктивного пласта - 2, продуктивный пласт - 3, кровля продуктивного пласта - 4, зона воздействия на продуктивный пласт - 5.

На схеме закачки реагентов (фиг. 2) отражены: горизонтальный участок ствола скважины - 1, область закачки композиции оторочки - 6, область закачки продавливающей композиции - 7, область закачки пара - 8.

На схеме воздействия на продуктивный пласт в разрезе (фиг. 3) изображены: горизонтальный участок ствола скважины - 1, подошва продуктивного пласта - 2, продуктивный пласт - 3, кровля продуктивного пласта - 4, зона воздействия на продуктивный пласт - 5, область закачки композиции оторочки - 6, область закачки продавливающей композиции - 7, область закачки пара - 8, смесь нефть(битум)-растворитель-конденсат - 9. Стрелками обозначены: направления потоков композиций и пара - А, направления потоков смеси нефть(битум)-растворитель-конденсат Б.

Способ осуществляют следующим образом.

Производят бурение одной горизонтальной скважины 1 в подошвенной части 2 продуктивного пласта 3. Перфорацию горизонтальной скважины 1 осуществляют только по верхней образующей горизонтального участка, таким образом, воздействие композиции оторочки 6, продавливающей композиции 7 и пара 8 будет сконцентрировано в продуктивной части пласта 3. Использование одной горизонтальной скважины 1, работающей в периодическом режиме позволит значительно сократить капитальные и текущие затраты при обустройстве месторождения. Снижение вязкости вязкой нефти или битума достигается за счет разжижения растворителем и прогрева паром, в результате чего смесь нефть (битум)-растворитель-конденсат 9 самотеком поступает к стволу горизонтальной скважины 1, откуда выкачивается с помощью насосов. Закачку композиций растворителей 6 и 7 осуществляют циклически. При этом отбор смеси высоковязкой нефти или природного битума с растворителем и конденсатом 9 осуществляют между циклами закачки из горизонтальной скважины 1.

В качестве компонентов композиции оторочки 6 используют смесь алифатических с числом углеродных атомов 5-7, ароматических углеводородов, доля которых не превышает 10 об % и неиногенное ПАВ. В качестве алифатических компонентов композиции оторочки 6 могут использовать - дистиллятную продукцию, широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ) или нестабильный (газовый) бензин, в качестве ароматических - толуол, этилбензол, ксилол, ароматические нефрасы, а в качестве неионогенного ПАВ - алкилимидозалины, нефтерастворимые алкилфенолы или сульфоновые кислоты.

Для компонентов продавливающей композиции 7 используют ионогенный ПАВ и алифатический растворитель. В качестве алифатических компонентов продавливающей композиции 7 могут использовать -дистиллятную продукцию, широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ) или нестабильный (газовый) бензин. В качестве ионогенного ПАВ - водорастворимый алкилфенол.

Конкретное соотношение компонентов в составе растворителя определяют в соответствии с физико-химическими свойствами извлекаемой керновой высоковязкой нефти или природного битума.

Заявленное изобретение позволяет не допустить выпадения асфальтено-смолистых компонентов в продуктивном пласте 3, что позволяет избежать кольматирования продуктивного пласта 3 и горизонтальной скважины 1 и приводит к увеличению нефтеотдачи.

Применение двухступенчатой системы закачки позволит эффективно экономить дорогостоящие компоненты композиций. В связи с тем, что ароматические компоненты используют только в композиции оторочки.

За счет использования одной горизонтальной скважины вместо двух достигается существенная экономия материальных, временных и финансовых ресурсов.

Перфорирование скважины только по верхней образующей горизонтального участка ствола позволит минимизировать потери композиций и пара за счет направленного воздействия, что приведет к минимальным потерям в коэффициенте охвата по сравнению с традиционным вариантом из двух скважин, а также позволит превзойти вариант горизонтальной скважины с восходящим участком.

1. Способ извлечения высоковязкой нефти и природного битума из залежи, включающий бурение скважины в продуктивном пласте для циклической закачки растворителя и отбора нефти с помощью насоса, отличающийся тем, что до начала закачки производят предварительные исследования и определение состава керновой нефти и на их основе выбирают состав композиции оторочки и продавливающей композиции, производят бурение горизонтальной скважины в подошвенной зоне продуктивного пласта, направленную перфорацию горизонтального участка скважины по верхней образующей ствола, закачку в скважину композиции оторочки под давлением, превышающим давление гидроразрыва, в состав композиции оторочки входит неионогенное ПАВ, объемное соотношение алифатических, ароматических и поверхностно-активных компонентов составляет (90-80):(≤10):(≤10), затем в качестве продавливающей композиции используют смесь алифатических компонентов с ионогенным ПАВ в соотношении (≥90):(≤10) для снижения межфазного натяжения между закачиваемой композицией и конденсатом пара для улучшения проникновения пара, далее производят закачку пара для снижения вязкости добываемой продукции.

2. Способ извлечения высоковязкой нефти и природного битума по п. 1, отличающийся тем, что для проведения всех мероприятий используют одну горизонтальную скважину с направленной перфорацией горизонтального участка ствола, что позволяет применять способ в продуктивных пластах любой толщины, в том числе малой.

3. Способ извлечения высоковязкой нефти и природного битума по п. 1, отличающийся тем, что закачку композиций растворителя, то есть композицию оторочки и продавливающую композицию проводят периодически и двухступенчато для предотвращения процессов выпадения асфальтено-смолистых компонентов в продуктивном пласте, причем в составе первой ступени - композиции оторочки - применяют неионогенное ПАВ, обеспечивающее продвижение композиции оторочки по продуктивному пласту, а в состав второй ступени - продавливающей композиции - входит ионогенное ПАВ.

4. Способ извлечения высоковязкой нефти и природного битума по п. 1, отличающийся тем, что воздействие композиций растворителей первой и второй ступеней происходит с последующим усилением третьей ступенью - закачкой пара.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к исследованию водосодержащих геологических структур. Представлен способ определения индексов структурного различия верхних зон заполнения Ордовикского известняка, согласно которому: сначала определяют три типа структур зоны заполнения, а именно структуру с непрерывным заполнением, структуру с прерывистым заполнением и структуру, свободную от заполнения; затем определяют индексы различия в соответствии с тремя типами структур зоны заполнения, включающие: величину q прорыва воды к скважине, величину расхода Q подземной воды и коэффициент K проницаемости участка Ордовикского известняка; затем соответственно определяют пороговые значения для каждого индекса в соответствии с различными водоупорными свойствами, соответствующими указанным трем структурам; причем индексы получают посредством нескольких этапов на основании расчета из заданных соотношений величин прорыва воды и коэффициента проницаемости для подземной скважины.

Изобретение направлено на повышение эффективности и оптимизацию геологоразведочных работ, особенно в условиях шельфа арктических и северных морей путем достижения технического результата, который заключается в снижении временных и финансовых затрат за счет определения гидродинамических параметров продуктивных нефтяных или газовых пластов с помощью приборов ГДК-ОПК, а также по данным ГИС.

Изобретение относится к системам, устройствам и способам осуществления измерений свойств формации. Техническим результатом является повышение эффективности определения параметров формации.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений с применением закачки в пласт перегретого водяного пара, более подробно - к лабораторным методам совместного исследования керна и собственно нефти, нахождению зависимостей соотношения изомеров метилдибензотиофена, содержащихся в керне и нефти, построению двухмерных и трёхмерных геохимических моделей, может быть использовано при разработке залежей преимущественно сверхвязкой нефти и битума.

Импульсно-Кодовое Гидропрослушивание (ИКГ) представляет собой комплексное решение задачи межскважинного гидропослушивания и претендует на существенное расширение применимости традиционного гидропрослушивания на практике.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли и позволяет осуществить увязку по глубине скважины данных фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) породы. Техническим результатом изобретения является обеспечение оперативной оценки свойств пласта за счет автоматизации процесса увязки по керну и геофизических исследований скважин (ГИС).

Раскрыты устройство хранения программы, способ и система для анализа и планирования специализированной операции импульсного разрыва, предназначенной для разрыва коллекторного пласта в стволе скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам проектирования разработки месторождений с системой поддержания пластового давления, и может быть использовано для обоснования и прогнозирования изменения компонентного состава и свойств пластового флюида в процессе эксплуатации залежи.

Изобретение относится к области добычи природного газа, а именно к способу контроля за разработкой многопластовых месторождений газа, при расчете пластового давления, как по отдельным пластам, так и по месторождению в целом.

Изобретение относится к области геолого-гидродинамического моделирования и может быть использовано при решении задач поиска, разведки и проектирования разработки нефтяных месторождений в условиях сложного строения коллекторов.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны скважины. Гидравлический вибратор содержит корпус с неподвижно установленным стволом с донным отверстием и золотник, посаженный шариковыми опорами на ствол.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для кислотной обработки призабойной зоны скважины. Устройство для обработки призабойной зоны скважины включает устройство для импульсной закачки жидкости, разрушаемый клапан с резиновым листом, пакер и патрубок с отверстиями и со втулкой, зафиксированной в этом патрубке срезным винтом.

Группа изобретений относится к способу и устройству генерирования ударных волн в стволе скважины. Способ создания ударных волн в стволе скважины, заполненной или частично заполненной жидкостью, для стимулирования продуктивных горизонтов нефтегазоносных пластов, включающий позиционирование устройства, соединенного с нижней частью колонны напорно-компрессорных труб, направленной вниз в ствол скважины, обеспечение длины хода вверх Lstr насосного блока указанного устройства, определяемой по следующей формуле: где H1 - длина нижнего цилиндра, L2 - расстояние между верхней частью нижнего плунжера и нижней частью верхнего плунжера, D1 - диаметр нижнего плунжера, D2 - диаметр верхнего плунжера, Asw - требуемая амплитуда генерируемой ударной волны, Е - модуль упругости материала насосно-компрессорной штанги, dr - диаметр насосно-компрессорных штанг.

Группа изобретений относится к области строительства нефтегазодобывающих и паронагнетающих скважин. Скважинное устройство регулирования потока сред содержит базовую трубу с муфтой, на наружной поверхности базовой трубы установлены клапанные устройства и фильтрующий элемент.

Группа изобретений относится к области бурения, крепления и ремонта нефтяных и газовых скважин. Способ строительства многозабойной скважины включает бурение основного ствола, спуск обсадной колонны основного ствола скважины, оснащаемой устройством для крепления дополнительного ствола, содержащего втулку с соединительным патрубком, вжатым во втулку, цементирование обсадной колонны, вывод наружу соединительного патрубка в интервале установки, механическое расширение устройства, бурение через него дополнительного ствола с его креплением, при этом перед спуском обсадной колонны в интервале установки втулки производят расширение основного ствола для обеспечения отклонения соединительного патрубка втулки на необходимый угол.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам генерации фильтрационных волн давления для виброволновой обработки углеводородсодержащего пласта, и может быть использована для интенсификации добычи нефти, газа из продуктивных пластов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти. Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума при термическом воздействии включает строительство горизонтальных расположенных друг над другом верхней - нагнетательной скважины и добывающей скважины, прогрев продуктивного пласта закачкой пара в обе скважины с созданием паровой камеры, закачку пара в нагнетательную скважину и отбор продукции через добывающую скважину с контролем температуры по всей длине, изменение зон прогрева в нагнетательной скважине при наличии температурных пиков в добывающей скважине для обеспечения равномерности прогрева паровой камеры в пласте.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - исключение прорыва теплоносителя к подстилающим пластовым водам, увеличение коэффициента извлечения нефти, экономия энергетических ресурсов.

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли и может быть использовано в установках электроцентробежных насосов (УЭЦН) для скважинной добычи нефти в условиях, осложненных высоким содержанием абразивных частиц в пластовой продукции, в качестве входного устройства для очистки пластовой жидкости.

Группа изобретений относится к системам скважинной откачки винтовыми насосами. Технический результат – повышение надежности работы винтовых насосов.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - снижение паронефтяного отношения в 1,3 раза, увеличение добычи и охвата вытеснением за счет включения в разработку незатронутых зон и обеспечение равномерной выработкой запасов нефти с поддержанием оптимальной температуры для отбора продукции в дополнительной скважине.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам разработки месторождений высоковязкой нефти или природного битума горизонтальными скважинами. Техническим результатом является создание технологичного способа извлечения высоковязкой нефти и природного битума из залежи, увеличивающего ассортимент известных способов, позволяющего при помощи предварительных исследований выбрать эффективный состав, за счет двухступенчатой закачки композиций растворителей быстро и с высокой точностью контролировать физико-химические свойства извлекаемой высоковязкой нефти или природного битума для предотвращения процессов выпадения асфальтено-смолистых компонентов в продуктивном пласте, а за счет направленной перфорации горизонтального участка ствола скважины добиться наиболее полного охвата продуктивного пласта с использованием одной скважины вместо двух. Способ извлечения высоковязкой нефти и природного битума из залежи включает бурение скважины в продуктивном пласте для циклической закачки растворителя и отбора нефти с помощью насоса, до начала закачки производят предварительные исследования и определение состава керновой нефти и на их основе выбирают состав композиции оторочки и продавливающей композиции, производят бурение горизонтальной скважины в подошвенной зоне продуктивного пласта, направленную перфорацию горизонтального участка скважины по верхней образующей ствола, закачку в скважину композиции оторочки под давлением, превышающим давление гидроразрыва. При этом в состав композиции оторочки входит неионогенное ПАВ, объемное соотношение алифатических, ароматических и поверхностно-активных компонентов составляет ::. Затем в качестве продавливающей композиции используют смесь алифатических компонентов с ионогенным ПАВ в соотношении : для снижения межфазного натяжения между закачиваемой композицией и конденсатом пара для улучшения проникновения пара, далее производят закачку пара для снижения вязкости добываемой продукции. 3 з.п. ф-лы, 3 ил.

Наверх