Способ термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти по одногоризонтной системе

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых месторождений. Техническим результатом изобретения является учет влияния изменения напряженного состояния газоносного пласта на изменение коэффициентов фильтрационного сопротивления призабойной зоны. Сущность изобретения: способ включает проводку добывающей галереи в продуктивном нефтяном пласте или ниже него, бурение из добывающей галереи подземных пологонаклонных и/или горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин, закачку пара от поверхностной пароподающей скважины через нагнетательные скважины и отбор пластовой жидкости через добывающие скважины. Согласно изобретению одну нагнетательную и одну добывающую скважину объединяют в пару, представляющую отдельный дренажно-нагнетательный элемент. Траектории бурения нагнетательной и добывающей скважин в каждом дренажно-нагнетательном элементе прокладывают с учетом расположения забоев скважин на контуре участка в непосредственной близости друг от друга вплоть до пересечения их между собой, образуя зону схождения забоев. При этом в плане траектории нагнетательных скважин двух соседних дренажно-нагнетательных элементов располагают между добывающими скважинами, а устья каждой пары нагнетательных и добывающих скважин соседних дренажно-нагнетательных элементов образуют в галерее зону схождения устьев. При этом дренажно-нагнетательные элементы распределяют равномерно по всей площади участка в один или несколько ярусов в зависимости от толщины пласта. 1 пр., 4 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к термошахтным способам разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов.

Известен способ термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти подземно-поверностным способом (см. патент РФ №2114289, 1997; МПК: Е21В 43/24). Способ предусматривает проводку буровой галереи в продуктивном нефтяном пласте или ниже него, бурение из галереи пологонаклонных добывающих скважин, расположенных рядами, бурение с поверхности нагнетательных скважин вблизи границы участка разрабатываемого месторождения между рядами добывающих скважин, в промежутке между которыми и параллельно им бурят пологовосстающие скважины, забои которых ориентированы в кровлю нефтяного пласта, пересекают нагнетательные скважины или проходят в зоне их влияния и образуют единую нагнетательную систему для закачки теплоносителя в нефтяной пласт. Согласно способу осуществляют закачку пара в поверхностные нагнетательные скважины и отбор нефти через подземные добывающие скважины с последующим переносом фронта нагнетания пара через подземные пологовосстающие скважины, пересекающие нагнетательные скважины или проходящие в зоне их влияния.

Недостатком данного способа является длительное время установления гидродинамической связи между добывающими и нагнетательными скважинами. Это объясняется высокой вязкостью пластовой нефти, малым объемом свободного парового пространства, по которому может распространяться теплоноситель, что весьма существенно при достаточно больших расстояниях между добывающими и нагнетательными скважинами, при этом возможность увеличения давления закачки теплоносителя, в качестве которого применяется в основном насыщенный водяной пар, для вытеснения нефти ограничена свойствами нефти и условиями шахтной разработки (опасность возгонки нефти и поступления нефтяных газов в горные выработки).

Наиболее близким по технической сущности, принятым за прототип, является способ термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти по одногоризонтной системе, включающий проводку буровой галереи в продуктивном нефтяном пласте или ниже него, бурение из галереи подземных пологонаклонных и/или горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин, закачку пара от поверхностной пароподающей скважины через нагнетательные скважины и отбор пластовой жидкости через добывающие скважины. (См. книгу «Опыт подземной разработки нефтяных месторождении и основные направления развития термошахтного способа добычи нефти», авторы: Тюнькин Б.А., Коноплев Ю.П., г.Ухта, 1996, стр.34).

Однако данный способ предусматривает равномерное распределение добывающих скважин по объему пласта и равномерное распределение нагнетательных скважин вблизи границы участка параллельными рядами, что предопределяет возможность взаимодействия, то есть возникновения гидродинамической связи (ГДС) одной нагнетательной скважины с более чем двумя добывающими скважинами, или одной добывающей скважины с более чем двумя нагнетательными скважинами, то есть хаотическое распределение гидротермодинамических связей в пласте. Недостатком такого взаимодействия является невозможность регулирования процесса теплового воздействия, так как при наличии нескольких ГДС нагнетательной скважины с более чем двумя добывающими скважинами наиболее интенсивный фильтрационный поток осуществляется в направлении той скважины, с которой существуют наименьшие гидравлические сопротивления. Результатом является быстрый прогрев этой зоны и прорыв пара. Снижение темпа нагнетания пара для прекращения прорыва приводит к снижению фильтрации теплоносителя в другие скважины, что отрицательно влияет на темп отбора нефти.

Задачей изобретения является увеличение нефтеотдачи пласта за счет увеличения охвата пласта тепловым прогревом и дренированием путем контролируемого нагнетания пара и отбора нефти из каждой конкретной скважины.

Поставленная задача достигается тем, что в заявляемом способе термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти по одногоризонтной системе осуществляют проводку буровой галереи в продуктивном нефтяном пласте или ниже него, бурение из добывающей галереи подземных пологонаклонных и/или горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин, закачку пара от поверхностной пароподающей скважины через нагнетательные скважины и отбор пластовой жидкости через добывающие скважины.

Существенными отличительными признаками заявленного изобретения являются:

- одну нагнетательную и одну добывающую скважину объединяют в пару, представляющую отдельный дренажно-нагнетательный элемент;

- траектории бурения нагнетательной и добывающей скважин в каждом дренажно-нагнетательном элементе прокладывают с учетом расположения забоев скважин на контуре участка в непосредственной близости друг от друга вплоть до пересечения их между собой, образуя зону схождения забоев;

- траектории нагнетательных скважин двух соседних дренажно-нагнетательных элементов располагают в плане между добывающими скважинами;

- устья каждой пары нагнетательных и добывающих скважин соседних дренажно-нагнетательных элементов образуют в галерее зону схождения устьев;

- дренажно-нагнетательные элементы распределяют равномерно по всей площади участка в один или несколько ярусов в зависимости от толщины пласта.

Указанная совокупность существенных признаков обеспечивает создание благоприятных условий для наиболее быстрого установления гидравлической связи между нагнетательной и добывающей скважинами каждого дренажно-нагнетательного элемента, так как забои скважин на контуре участка расположены в непосредственной близости друг от друга вплоть до пересечения их между собой, образуя зону схождения забоев. Способ позволяет осуществлять контролируемое нагнетание пара и отбор нефти из каждой конкретной скважины, то есть управлять работой каждого дренажно-нагнетательного элемента и осуществлять разогрев пласта и отбор нефти именно с удаленных от горной выработки границ разрабатываемого участка с последующим охватом тепловым воздействием нефтяного пласта по длине добывающих скважин к горной выработке. Расположение нагнетательных скважин двух соседних дренажно-нагнетательных элементов в плане сопредельно между добывающими скважинами обеспечивает создание условий для предотвращения возникновения гидродинамической связи одной нагнетательной скважины с несколькими добывающими скважинами. Одновременное вовлечение в работу всех дренажно-нагнетательных элементов по всей площади разрабатываемого участка за счет увеличения охвата пласта тепловым прогревом и дренированием путем контролируемого нагнетания пара и отбора нефти из каждой конкретной скважины обеспечивает существенное увеличение нефтеотдачи пласта.

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 изображена схема участка разрабатываемого месторождения в плане. На фиг.2 схема того же участка с горной выработкой и скважинами, разрез 1-1 фиг.1. На фиг.3 изображена схема участка разрабатываемого месторождения в плане при проходке по пласту двух галерей; на фиг.4 - схема того же участка с двумя галереями и скважинами, разрез 1-1 фиг.3.

Обустройство участка залежи по предлагаемому способу производят в следующей последовательности. Проходку шахтных стволов и подготовительных выработок осуществляют традиционным образом. На выбранном участке шахтного поля в нижней части нефтяного пласта 1 (Фиг.1, 2) проходят буровую галерею 2 в виде панели. Из буровой галереи 2 в нефтяной пласт бурят добывающие 3 и нагнетательные скважины 4. Одну добывающую и одну нагнетательную скважину объединяют в пару, представляющую отдельный дренажно-нагнетательный элемент (ДНЭ), через который осуществляют прогрев и дренирование зоны пласта, прилегающей к этой паре скважин. Траектории бурения нагнетательной и добывающей скважин в каждом ДНЭ прокладывают с учетом расположения забоев скважин на контуре участка в непосредственной близости друг от друга вплоть до пересечения их между собой, образуя зону схождения забоев 5 скважин. Траектории нагнетательных скважин двух соседних ДНЭ в плане располагают между добывающими скважинами, а устья каждой пары нагнетательных и добывающих скважин соседних дренажно-нагнетательных элементов образуют в галерее зону схождения устьев, то есть устья каждой пары нагнетательных и добывающих скважин соседних дренажно-нагнетательных элементов располагают в непосредственной близости друг от друга, например в горизонтальной плоскости рядом или в вертикальной плоскости друг над другом. ДНЭ распределяют равномерно по всей площади участка в один или несколько ярусов зависимости от толщины пласта.

При наличии в нефтяном пласте непроницаемых пропластков забои добывающих и нагнетательных скважин обязательно располагают в нефтенасыщенных интервалах пласта. Исходя из принятой сетки скважин на разрабатываемом участке, определяют количество скважин в зависимости от длины контура разрабатываемого участка. Исходя от длины буровой галереи и необходимого количества скважин, расчитывают расстояние между устьями добывающих и нагнетательных скважин. В случае, если длина буровой галереи примерно равна длине контура разрабатываемого участка, то расстояния между устьями добывающих и нагнетательных скважин примерно соответствуют расстоянию между забоями скважин соседних ДНЭ. В случае, если длина буровой галереи отличается от длины контура разрабатываемого участка, то для определения расстояния между устьями добывающих и нагнетательных скважин длину буровой галереи делят на расчетное количество скважин.

По буровой галерее прокладывают паропровод и осуществляют подключение пара к каждой скважине. В нижней точке галереи 2 сооружают емкости для сбора продукции скважин и устанавливают насосы для ее откачки на поверхность, а для транспортировки добываемой жидкости по галерее от устьев скважин к емкости в подошвах галерей сооружают канавку или прокладывают трубу (на схеме не показаны).

Возможен вариант, когда на выбранном участке шахтного поля в нижней части пласта 1 (Фиг.3, 4) проходят две буровые галереи 2 в виде панели с расстоянием между ними, равным двум длинам скважин. В этом случае из каждой буровой галереи 2 в нефтяной пласт также бурят добывающие 3 и нагнетательные скважины 4, объединяя одну добывающую и одну нагнетательную скважину в пару, представляющую отдельный ДНЭ, через который осуществляют прогрев и дренирование зоны пласта, прилегающей к этой паре скважин. Траектории бурения нагнетательной и добывающей скважин в каждом ДНЭ также прокладывают с учетом расположения забоев скважин на контуре участка в непосредственной близости друг от друга вплоть до пересечения их между собой, образуя зону схождения забоев 5 скважин, при этом целесообразно зону схождения забоев 5 каждого ДНЭ одной галереи смещать относительно зоны схождения забоев 5 ДНЭ другой галереи на расстояние, ориентировочно равное половине расстояния между забоями скважин в ДНЭ. Траектории нагнетательных скважин двух соседних дренажно-нагнетательных элементов в плане также располагают сопредельно между добывающими скважинами, а ДНЭ распределяют равномерно по всей площади участка в один или несколько ярусов в зависимости от толщины пласта. В этом случае также осуществляют контролируемое нагнетание пара и отбор нефти из каждой конкретной скважины, то есть управляют работой каждого ДНЭ. Возможен вариант, когда зоны схождения забоев ДНЭ из разных галерей расположены рядом в одном месте. В данном случае может возникнуть гидродинамическая связь нагнетательной скважины одного из ДНЭ только с двумя добывающими скважинами соседних ДНЭ. Установить гидродинамическую связь между скважинами легко путем последовательного отключения скважин соседнего ДНЭ.

Способ осуществляют следующим образом. При бурении скважин из одной галереи на первом этапе осуществляют закачку пара в нагнетательные скважины каждого ДНЭ. В тех ДНЭ, где добывающие скважины прореагировали на нагнетание пара, а именно произошло повышение температуры в добывающих скважинах примерно на 20°С, продолжают закачку пара в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин. При отсутствии прямой гидравлической связи в каком-либо ДНЭ осуществляют циклическую закачку пара в добывающие скважины таких ДНЭ и их периодическую эксплуатацию в течение заданного рабочего цикла, например 14 дней. Циклы периодической эксплуатации добывающих скважин могут изменяться в зависимости от промысловых условий, при этом в нагнетательные скважины продолжают постоянную закачку пара до образования прямой гидравлической связи между скважинами, о которой судят также по повышению температуры в добывающих скважинах. После образования прямой гидравлической связи осуществляют отбор нефти из добывающих скважин и закачку пара в нагнетательные скважины. В процессе эксплуатации при необходимости, например при снижении дебита добывающей скважины по сравнению с другими добывающими скважинами, вновь осуществляют циклическую закачку пара в добывающие скважины таких ДНЭ и их периодическую эксплуатацию в течение заданного рабочего цикла с последующим переводом этих скважин на постоянную добычу нефти. Учитывая, что забои скважин расположены на границе разрабатываемого участка, в первую очередь будет разогреваться именно пограничная область участка и также происходить отбор нефти из наиболее удаленных от горной выработки участков с последующим разогревом и отбором нефти из участков пласта вдоль добывающей скважины. Расположение нагнетательных скважин двух соседних дренажно-нагнетательных элементов в плане сопредельно между добывающими скважинами предотвращает возникновение гидродинамической связи одной нагнетательной скважины с несколькими добывающими скважинами. Одновременное вовлечение в работу всех контролируемых дренажно-нагнетательных элементов по всей площади разрабатываемого участка обеспечивает существенное увеличение нефтеотдачи пласта. В варианте бурения скважин из двух галерей при смещении зоны схождения забоев 5 каждого ДНЭ одной галереи относительно зоны схождения забоев 5 ДНЭ другой галереи на расстояние, ориентировочно равное половине расстояния между забоями скважин в ДНЭ, способ осуществляют аналогично способу при бурении скважин из одной галереи. В варианте бурения скважин из двух галерей, когда зоны схождения забоев ДНЭ из разных галерей расположены рядом в одном месте, может возникнуть гидродинамическая связь нагнетательной скважины одного из ДНЭ только с двумя добывающими скважинами соседних ДНЭ. Установить гидродинамическую связь между скважинами легко путем последовательного отключения скважин соседнего ДНЭ. Если будет установлена гидродинамическая связь нагнетательной скважины ДНЭ одной галереи с добывающей скважинами этого же ДНЭ и добывающей скважиной соседнего ДНЭ, осуществляют снижение темпа закачки пара в эту нагнетательную скважину, а в добывающую скважину соседнего ДНЭ осуществляют циклическую закачку пара ее периодическую эксплуатацию в течение заданного рабочего цикла, например 14 дней. Циклы периодической эксплуатации добывающей скважины могут изменяться в зависимости от промысловых условий, при этом в нагнетательную скважину данного ДНЭ продолжают постоянную закачку пара до образования прямой гидравлической связи между скважинами, о которой судят также, по повышению температуры в добывающих скважинах. После образования прямой гидравлической связи осуществляют отбор нефти из добывающей скважины и закачку пара в нагнетательную скважину данного ДНЭ и увеличивают темп закачки пара в нагнетательную скважину соседнего ДНЭ. Дальнейшую разработку участков осуществляют по аналогии с разработкой участка при бурении скважин из одной галереи.

Рассмотрим пример конкретного осуществления способа при бурении скважин из одной галереи.

Предлагаемый способ может быть реализован на Ярегском месторождении высоковязкой нефти. Залежь представлена терригенными неоднородными трещиновато-пористым пластом на глубине 200-220 м, толщиной 26 м, с температурой 6-8°С, с пластовым давлением 0,1-0,2 МПа, пористостью 26%, проницаемостью 2-3 мкм2, вязкостью нефти 12 Па*с. Рассматриваемый участок залежи длиной 400 м и шириной 300 м расположен на границе шахтного поля. Обустройство участка залежи осуществляют в последовательности, описанной ранее. В подошве пласта проходят галерею 2 в виде панели длиной до 400 метров (на фиг.1 показана часть участка, соответствующая примерно половине длины разрабатываемого участка). Галерею 2 располагают в 300 метрах параллельно границе шахтного поля. Согласно принятой сетке размещения скважин расстояние между скважинами равно 25 м, то есть расстояние между зонами схождения забоев добывающих скважин 3 и нагнетательных скважин 4 ДНЭ равно 25 м. Принимаем длину зоны схождения забоев скважин, равной нулю, и условно разделяем длину контура разрабатываемого участка на отрезки длиной, равной 25 метрам, и определяем количество добывающих и нагнетательных скважин, которое необходимо пробурить на рассматриваемом участке. Исходя из этого условия в данном примере из галереи 2 должно быть пробурено всего 16 скважин: восемь добывающих и восемь нагнетательных скважин в одном ярусе длиной 300 м. В рассматриваемом случае длина буровой галереи примерно равна длине контура разрабатываемого участка. Принимаем длину зоны схождения устьев равной нулю (при расположении устьев скважин в вертикальной плоскости друг над другом), тогда расстояние между зонами схождения устьев добывающих и нагнетательных скважин в галерее также равно 25 метрам. При толщине нефтяного пласта 1, равной 26 метрам, добывающие 3 и нагнетательные 4 скважины бурят в 2 яруса. При этом забои верхнего яруса располагают в кровле пласта 1, а забои нижнего яруса - в средней части по толщине пласта 1. При наличии в нефтяном пласте непроницаемых пропластков забои добывающих и нагнетательных скважин обязательно располагают в нефтенасыщенных интервалах пласта. Все добывающие и нагнетательные скважины обсаживают на глубину 50 метров от устья и оснащают фильтровыми колоннами для предотвращения выноса песка. По галерее 2 прокладывают паропровод с возможностью подключения подачи пара в каждую скважину. В нижней точке галереи 2 сооружают емкости для сбора продукции скважин и устанавливают насосы для ее откачки на поверхность, а для транспортировки добываемой жидкости по галерее от устьев скважин к емкости в подошвах галерей сооружают канавку или прокладывают трубу. Способ осуществляют по описанной ранее технологии.

Таким образом, заявляемый способ обеспечивает условия для активного целенаправленного теплового воздействия на каждый дренажно-нагнетательный элемент разрабатываемого участка, то есть обеспечивается возможность контроля нагнетания пара в каждую конкретную скважину и отбора нефти из конкретной скважины и охват всего нефтяного пласта тепловым воздействием, что обеспечивает существенное увеличение нефтеотдачи пласта и, как результат, сокращение срока вывода разрабатываемого участка на проектный уровень добычи нефти и сокращение срока разработки всего месторождения.

Способ термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти по одногоризонтной системе, включающий проводку добывающей галереи в продуктивном нефтяном пласте или ниже него, бурение из добывающей галереи подземных пологонаклонных и/или горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин, закачку пара от поверхностной пароподающей скважины через нагнетательные скважины и отбор пластовой жидкости через добывающие скважины, отличающийся тем, что одну нагнетательную и одну добывающую скважину объединяют в пару, представляющую отдельный дренажно-нагнетательный элемент, траектории бурения нагнетательной и добывающей скважин в каждом дренажно-нагнетательном элементе прокладывают с учетом расположения забоев скважин на контуре участка в непосредственной близости друг от друга вплоть до пересечения их между собой, образуя зону схождения забоев, при этом в плане траектории нагнетательных скважин двух соседних дренажно-нагнетательных элементов располагают между добывающими скважинами, а устья каждой пары нагнетательных и добывающих скважин соседних дренажно-нагнетательных элементов образуют в галерее зону схождения устьев, причем дренажно-нагнетательные элементы распределяют равномерно по всей площади участка в один или несколько ярусов в зависимости от толщины пласта.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области газовой и нефтяной промышленности и, в частности, к разработке месторождений - залежей газовых гидратов. Обеспечивает повышение эффективности добычи газа из газогидратных залежей.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - эффективное вытеснение битума и увеличение извлекаемых запасов за счет стабилизации теплового воздействия на пласт, возможности контроля за распределением теплоносителя в пласте и под пластом, а также за счет увеличения охвата пласта тепловым воздействием.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяного месторождения с залежами вязкой или высоковязкой и сверхвязкой нефти, совпадающими полностью или частично в структурном плане.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - исключение обводненности пласта и отбираемой нефти, возможность реализации способа на месторождении битума с пластами толщиной до 5-7 м, равномерность выработки месторождения, увеличение коэффициента вытеснения нефти из пласта.

Группа изобретений относится к способу и системам регулирования температуры текучих сред, добываемых из коллектора для предотвращения перегрева смежного геологического пласта.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи пласта, снижение обводненности продукции, уменьшение объемов закачки вытесняющего агента, поддержание пластового давления и температуры в стволе добывающей скважины.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений. Технический результат - повышение эффективности добычи высоковязкой и тяжелой нефти термическим воздействием.

Изобретение относится к области разработки месторождений углеводородов двухустьевыми скважинами и может быть использовано для отбора сверхвязкой нефти. Обеспечивает увеличение коэффициента вытеснения нефти из залежи, повышение надежности работы устройства, а также исключение преждевременного обводнения нефти.

Группа изобретений относится к системе и способу добычи нефти. Обеспечивает повышение нефтеотдачи пласта и производства сероуглерода.

Изобретение относится к нефтяной и газодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности обработки и безопасности процесса.

Группа изобретений относится к системам и способам для добычи продукции из подземных пластов. Способ нагрева подземного пласта включает подведение тепла от множества нагревателей по меньшей мере к одному участку подземного пласта путем циркуляции теплопереносящей текучей среды через по меньшей мере один трубопровод по меньшей мере в одном из указанных нагревателей. При этом обеспечивают возможность для части по меньшей мере одного из указанных трубопроводов по меньшей мере одного из нагревателей перемещаться относительно устья скважины с соответствующим нагревателем с использованием одного или более скользящих уплотнений в указанном устье скважины с тем, чтобы скомпенсировать тепловое расширение трубопровода. Техническим результатом является повышение эффективности нагрева пласта. 4 н. и 15 з.п. ф-лы, 1 табл., 24 ил.

Изобретение относится к извлечению углеводородов из коллектора. Технический результат - повышение производительности добычи углеводородов. Способ извлечения углеводородов из коллектора содержит этапы, на которых обеспечивают наличие установки, содержащей: нагнетательную скважину, снабженную двумя обсадными колоннами для нагнетания пара, каждая из которых содержит вентиль для нагнетания пара, продуктивную скважину, снабженную по меньшей мере одной обсадной колонной для извлечения углеводородов, группу измерительных датчиков, включающую в себя по меньшей мере датчики потока или давления, расположенные на поверхности в области указанных вентилей для нагнетания пара двух обсадных колонн нагнетательной скважины, по меньшей мере один насос для извлечения углеводородов, размещенный в продуктивной скважине, автомат для управления и контроля за работой установки; нагнетают пар в нагнетательную скважину; извлекают углеводороды посредством насоса продуктивной скважины; управляют скоростью насоса на основе разности между температурой, измеренной на входе насоса, и температурой испарения, рассчитанной на основе давления, измеренного на входе насоса; удерживают группу параметров в диапазоне заданных предельных значений путем регулировки частоты вращения насоса в продуктивной скважине и/или путем регулировки скорости потока нагнетаемого пара в нагнетательной скважине; сравнивают измеренные скорости потока с минимальными параметризованными значениями скорости потока; подают аварийный сигнал и/или выключают установку в случае, если измеренные значения ниже параметризованных значений. 2 н. и 12 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли и может быть использовано в тепловых методах добычи тяжелой нефти и, в частности, с использованием парогравитационного дренажа, паротепловой обработки скважины, циклической закачки теплоносителя. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет уменьшения капитальных затрат и энергозатрат на его реализацию. Сущность изобретения: способ включает подачу насыщенного или перегретого пара при первоначальном давлении в насосно-компрессорную трубу, размещенную в скважине нефтенасыщенного пласта, измерение температуры пара во времени на выходе из насосно-компрессорной трубы с последующим определением величины теплового потока от скважины в пласт во времени и расчетом оптимального расхода пара во времени после достижения массового паросодержания на выходе из затрубного пространства, отличного от нуля. Этим обеспечивают компенсацию теплового потока от скважины в пласт тепловой энергией, выделяемой паром в результате фазового перехода. Уменьшают текущий расход пара до оптимального значения путем уменьшения первоначального давления до величины, при которой значение температуры пара на выходе из насосно-компрессорной трубы сохраняется постоянным. 6 з.п. ф-лы, 1 табл., 1 ил.
Изобретение относится к разработке залежи сверхвязкой нефти с применением тепла для разогрева продуктивного пласта. Обеспечивает увеличение эффективности разработки залежи сверхвязкой нефти за счет улучшения проницаемости для сверхвязкой нефти в зоне пласта вблизи горизонтального ствола добывающей скважины, а также снижение энергетических затрат на реализацию способа. Сущность изобретения: способ включает бурение пары горизонтальных верхней нагнетательной и нижней добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно один над другим в вертикальной плоскости, прогрев пласта закачкой пара в обе скважины с образованием паровой камеры, разогрев межскважинной зоны пласта, снижение вязкости сверхвязкой нефти, закачку пара в верхнюю горизонтальную нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней горизонтальной добывающее скважины. Согласно изобретению прогревают пласт закачкой пара в обе скважины до стабилизации величины паронефтяного отношения. После этого поочередно используют три режима разработки залежи сверхвязкой нефти. Первый режим включает закачку пара в нагнетательную скважину и выдержку его в пласте в течение 48-72 часов. Второй режим включает закачку в добывающую скважину пропиленгликоля из расчета 5 м3 на 100 м горизонтального участка добывающей скважины с содержанием основного вещества не менее 98% с выдержкой в пласте в течение 12-24 часов и одновременной циркуляцией водяного пара в нагнетательной скважине. Третий режим включает добычу высоковязкой нефти из добывающей скважины до возрастания величина паронефтяного отношения в 1,5 раза. 1 пр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение отбора продукции пласта и коэффициента извлечения нефти по месторождению без больших затрат на прогрев зон пласта, не охваченных прогревом и добычей. Способ разработки месторождения высоковязких нефтей или битумов включает строительство пар расположенных друг над другом горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин, а также вертикальных наблюдательных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры, при этом разработку месторождения сверхвязкой нефти ведут с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины и отбора жидкости из добывающих скважин с контролем объема паровой камеры. Наблюдательные скважины вскрывают ниже нижней добывающей горизонтальной скважины как минимум на 0,5 м, но выше уровня водонефтяного контакта ВНК на 0,5÷1 м. Дополнительно строят скважину между близлежащими парами горизонтальных скважин. Если площадь распространения паровой камеры в продуктивном пласте меньше расстояния между парами добывающих и нагнетательных скважин, то строят дополнительную горизонтальную скважину, если больше - то вертикальную, при этом дополнительные скважины вскрывают ниже нижней добывающей горизонтальной скважины как минимум на 0,5 м, но не ниже уровня ВНК более чем на 0,5 м. Производят прогрев теплоносителем дополнительных скважин до создания термогидродинамической связи с близлежащими парами горизонтальных скважин с последующим переводом на отбор продукции для обеспечения симметричного и равномерного распространения паровой камеры вокруг пар горизонтальных скважин. В качестве теплоносителя используется перегретый пар или пар с углеводородным растворителем, или пар с инертным газом. 3 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а конкретно к пороховым генераторам давления, и может быть использовано для интенсификации добычи нефти и газа. Обеспечивает повышение эффективности воздействия на продуктивные пласты и предотвращение выброса из скважины добываемого продукта. Сущность изобретения: по способу в предварительно заглушенную скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб с приемной воронкой внизу. Воронка выполнена в виде отрезка трубы с внутренним конусом, меньший диаметр которого равен внутреннему диаметру насосно-компрессорных труб, а больший - меньше минимального проходного сечения скважины. Над приемной воронкой выше продуктивного пласта устанавливают и активируют пакер. Трубную задвижку фонтанной арматуры закрывают, устанавливают выше трубной задвижки лубрикатор с пороховым генератором давления. Геофизический кабель пропускают через сальниковое устройство, установленное выше лубрикатора. Закрывают вентиль выравнивания давления, открывают трубную задвижку. После этого спускают пороховой генератор давления на геофизическом кабеле ниже приемной воронки в интервал продуктивного пласта скважины. На спирали накаливания, установленные в пороховых зарядах, по геофизическому кабелю подают напряжение. Пороховые заряды воспламеняют, обеспечивают механическое, тепловое и физико-химическое воздействие на продуктивный пласт. После обработки продуктивного пласта делают временную выдержку. Затем на геофизическом кабеле несгоревшие части порохового генератора давления через приемную воронку поднимают в лубрикатор, перекрывают трубную задвижку, открывают вентиль выравнивания давления. Внутри лубрикатора давление выравнивают с атмосферным и отсоединяют лубрикатор. При этом приемную воронку выполняют с возможностью предохранения пакера во время горения пороховых зарядов, а временную выдержку после обработки продуктивного пласта принимают не менее пяти минут. 3 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи нефтяной залежи, снижение вязкости нефти и увеличение коэффициента охвата пласта. В способе разработки нефтяной залежи тепловым и водогазовым воздействием, включающем бурение на участке нефтяной залежи добывающих и нагнетательных скважин, закачку через нагнетательные скважины водогазовой смеси и теплоносителя, отбор продукции через добывающие скважины, бурят вертикальные добывающие и нагнетательные скважины по рядной системе разработки, по данным бурения которых предварительно проводят расчеты оптимальных параметров закачки на тепловой гидродинамической модели. Соотношение рядов вертикальных добывающих скважин к нагнетательным выполняют как 2:1. Между рядами вертикальных добывающих скважин, где отсутствует ряд вертикальных нагнетательных скважин, бурят горизонтальные нагнетательные скважины. Горизонтальные стволы располагают параллельно друг другу и выполняют длиной (1,4-2,8)·а, где а - расстояние между вертикальными скважинами. Горизонтальные нагнетательные скважины оборудуют забойными нагревателями и ведут закачку в пласты, залегающие на глубине 700 м и более, горячей воды с температурой не менее 95°C на устье и под давлением закачки (0,45-0,85)·Рг, где Рг - вертикальное горное давление пород, а в пласты, залегающие на глубине менее 700 м, - закачку водяного пара при температуре на устье не менее 200°C и степени сухости пара 0,6-0,8. В каждую вертикальную нагнетательную скважину ведут закачку водогазовой смеси, состоящей из воды и попутного нефтяного газа, с расходом Qг=Vг/N+Qв, м3/сут, где Vг - объем добываемого попутного нефтяного газа с участка в сутки, м3, N - число вертикальных нагнетательных скважин, Qв - расход закачиваемой воды в вертикальные нагнетательные скважины, обеспечивающий 100%-ную текущую компенсацию отбора закачкой на участке, м3/сут. 2 пр., 1 ил.

Изобретение относится к нефтеперерабатывающей промышленности. Технический результат - повышение степени извлечения вязкой нефти. В способе добычи вязкой нефти предварительно в призабойную зону пласта для формирования на забое катализаторной подушки с проницаемостью не ниже проницаемости призабойной зоны пласта закачивают глинистый буровой шлам, содержащий глинистые частицы - катализатор разложения пероксида водорода и частицы песка, обеспечивающие проницаемость катализаторной подушки, или суспензию смеси, содержащую, мас.%: катализатор разложения пероксида водорода - порошок оксида двух- или трех-, или четырехвалентного металла 20-50, песок или пропант остальное. Затем производят закачку в пласт одновременно 10,0-50,0%-ного водного раствора пероксида водорода и 1,0-30,0%-ного водного раствора или суспензии бикарбоната щелочного металла и/или бикарбоната аммония, затем буфера воды из системы поддержания пластового давления с последующей откачкой нефти. 5 табл., 5 пр.
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам разработки нефтяных залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти с использованием тепловых методов воздействия на залежь. Технический результат - повышение эффективности способа при разработке залежей с нефтями нормальной и высокой вязкости за счет создания области необходимой нефтенасыщенности, снижения расхода топлива на поддержание процесса горения, более полного использования окислителя и безопасности проведения процесса разработки залежи с неоднородными и трещиноватыми пластами, увеличение охвата зоны пласта процессом горения и вытеснения. В способе разработки нефтяной залежи, содержащей трудноизвлекаемые запасы нефти путем закачки в нагнетательные скважины оторочек окислителя и воды и отбор нефти посредством добывающих скважин, перед закачкой окислителя в пласт закачивают водный раствор средней соли угольной кислоты с водорастворимым полимером акрилового ряда и кислотный раствор. Кроме того, закачку в пласт средней соли угольной кислоты с водорастворимым полимером акрилового ряда и кислотного раствора производят попеременно циклами для получения необходимого объема оторочки. В случае прорыва газа в добывающие скважины производят изоляцию высокопроницаемых интервалов пласта. 2 з.п. ф-лы.

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений и в частности к термошахтным способам добычи высоковязкой нефти. Обеспечивает снижение затрат на проходку горных выработок и улучшение температурного режима в горных выработках. Сущность изобретения: способ включает проходку буровой галереи в нижней части или ниже нефтяного пласта, закачку теплоносителя и отбор нефти через подземные пологонаклонные, крутонаклонные и вертикальные скважины, закачку вытесняющего агента после прогрева пласта до оптимальной температуры. При этом пологонаклонные скважины с отводами чередуют с пологонаклонными скважинами без отводов. В начальный период ведут закачку теплоносителя через пологонаклонные скважины без отводов, а отбор нефти ведут через пологонаклонные скважины с отводами. После прогрева пласта до оптимальной температуры ведут закачку вытесняющего агента через пологонаклонные скважины с отводами, а отбор нефти ведут через пологонаклонные скважины без отводов. 4 ил.

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых месторождений. Техническим результатом изобретения является учет влияния изменения напряженного состояния газоносного пласта на изменение коэффициентов фильтрационного сопротивления призабойной зоны. Сущность изобретения: способ включает проводку добывающей галереи в продуктивном нефтяном пласте или ниже него, бурение из добывающей галереи подземных пологонаклонных иили горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин, закачку пара от поверхностной пароподающей скважины через нагнетательные скважины и отбор пластовой жидкости через добывающие скважины. Согласно изобретению одну нагнетательную и одну добывающую скважину объединяют в пару, представляющую отдельный дренажно-нагнетательный элемент. Траектории бурения нагнетательной и добывающей скважин в каждом дренажно-нагнетательном элементе прокладывают с учетом расположения забоев скважин на контуре участка в непосредственной близости друг от друга вплоть до пересечения их между собой, образуя зону схождения забоев. При этом в плане траектории нагнетательных скважин двух соседних дренажно-нагнетательных элементов располагают между добывающими скважинами, а устья каждой пары нагнетательных и добывающих скважин соседних дренажно-нагнетательных элементов образуют в галерее зону схождения устьев. При этом дренажно-нагнетательные элементы распределяют равномерно по всей площади участка в один или несколько ярусов в зависимости от толщины пласта. 1 пр., 4 ил.

Наверх