Способ извлечения тепловой энергии на нефтяном месторождении

Изобретение относится к области разработки альтернативных источников энергии и может быть использовано, например, для отопления зданий и сооружений, подогрева приточного вентиляционного воздуха, производства бытовой горячей воды. Технический результат - повышение эффективности получения тепловой энергии. По способу на нефтяном месторождении получают тепловую энергию с помощью теплового насоса. Вход этого насоса подключен к трубопроводу, помещенному в среду для теплообмена. Выход насоса подключен к системе распределения тепла потребителю. Извлекают тепловую энергию, потерянную в породах, окружающих продуктивный пласт высоковязкой нефти. Упомянутый пласт разрабатывают комбинированным термошахтным способом путем закачивания в пласт перегретого пара парогенераторными установками через галерею подземных скважин, пробуренных с поверхности участка разрабатываемого месторождения. В качестве среды для теплообмена используют слой грунта высотой до 100 м, расположенный над пластом. Тепловой насос устанавливают на поверхности земли в границах участка разрабатываемого месторождения. Над зоной активации разогрева нефтяного пласта бурят вертикальную скважину на глубину от 30 до 100 м. В эту скважину устанавливают U-образный трубопровод, выполняющий роль теплообменника. Отбор и преобразование низкопотенциального тепла из грунта до высокого температурного уровня проводят путем передачи тепла через теплообменник закрытого типа с жидким незамерзающим теплоносителем. Теплообменник подключают к контуру испарителя теплового насоса. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

 

Изобретение относится к способам извлечения тепловой энергии из искусственно нагретого грунта и может использоваться в качестве альтернативных источников энергии, например, для отопления зданий и сооружений, подогрева приточного вентиляционного воздуха, производства бытовой горячей воды или иное применение.

Известен способ извлечения геотермальной энергии из скважины (РФ №2341736, опубл. 20.12.2008) с помощью теплового насоса, вход которого соединен с трубопроводами с заборной и поглощающей скважинами, выход теплового насоса подключен трубопроводами к системе распределения тепла. К тепловому насосу подключен U-образный контур трубопровода, помещенный в скважину и по которому циркулирует жидкость, подаваемая с поверхности. В известном техническом решении тепло контуру теплового насоса передается жидкостью, нагреваемой в скважине.

Известен способ извлечения геотермальной энергии из добытой продукции действующей нефтяной скважины, выбранный за прототип, (РФ №2592913, опубл. 04.06.2015), включающий подключение входа теплового насоса к трубопроводу, помещенному в ствол скважины, а выхода - к системе распределения тепла потребителю, при этом осуществляют разделение в скважине с помощью скважинного сепаратора продукции нефтяной скважины на нефть и воду, затем с помощью скважинного насоса очищенную воду направляют в продуктопровод, подключенный к тепловому насосу, при этом тепловой насос включает внутренний замкнутый контур, проходящий через испаритель с жидкостью низкотемпературного кипения, конденсатор, компрессор и редукционный клапан, к конденсатору которого подключают отвод теплопровода потребителя, а к испарителю с жидкостью низкотемпературного кипения подключают отвод продуктопровода с очищенной водой. В известном патенте используется тепловая энергия добываемой скважинной жидкости, в частности смеси нефти и воды. Установка расположена на участке нефтяного месторождения на устье скважины и не может быть использована на участках месторождения высоковязкой нефти.

Указанные способы не эффективны и не могут быть применены для извлечения тепловой энергии, добываемой из грунта, искусственно нагретого паром при извлечении высоковязкой нефти.

Задачей заявляемого изобретения является разработка способа, позволяющего эффективно извлечь и применить тепло искусственно нагретого паровыми потоками, в процессе разработки и эксплуатации месторождений высоковязкой нефти.

Технический результат состоит в расширении арсенала способов получения тепловой энергии и реализации назначения, именно в повышении эффективности извлечения и использования тепла, создаваемого в процессе разработки и эксплуатации месторождения высоковязкой нефти по комбинированному термошахтному способу, получение дешевой тепловой энергии для нужд населения, в том числе для отопления и бытовых нужд близлежащих поселений.

Технический результат достигается тем, что способ извлечения тепловой энергии на нефтяном месторождении, включающий извлечение тепловой энергии с помощью теплового насоса, вход которого подключен к трубопроводу, помещенному в среду для теплообмена, а выход - к системе распределения тепла потребителю, согласно изобретения, извлечение тепловой энергии осуществляют из искусственно нагреваемого грунта, в качестве среды для теплообмена используют слой грунта высотой до 100 метров, расположенный над пластом продуктивной высоковязкой нефти, разрабатываемым комбинированным термошахтным способом, постоянный искусственный нагрев слоя грунта осуществляют от галереи подземных скважин, пробуренных с поверхности участка разрабатываемого месторождения до продуктивного пласта, в которые закачивается перегретый пар парогенераторными установками, тепловой насос устанавливают на поверхности земли в границах участка разрабатываемого месторождения, над зоной активации разогрева нефтяного пласта бурят вертикальную скважину на глубину 30-100 м, в которую устанавливают U-образный трубопровод, выполняющий роль теплообменника, отбор и преобразование низкопотенциального тепла из грунта до высокого температурного уровня проводят путем передачи тепла через теплообменник закрытого типа с жидким незамерзающим теплоносителем, подключенный к контуру испарителя теплового насоса. На поверхности земли в границах участка месторождения может быть установлено два и более тепловых насосов, выход которых подключен к системе распределения тепла потребителю. Для исключения вероятности охлаждения трубопровода в зимний период его теплоизолируют на глубину до 3,1 м.

Известны способы добычи высоковязкой нефти из коллектора через горизонтальный ствол скважины или систему скважин (РФ 2421608), с использованием инжекции нагретой текучей среды (РФ 2422618), шахматно-циклическим способом (РФ 2418945), специально разработанные для «тяжелой» ярегской нефти.

Из уровня техники известен комбинированный способ термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти (РФ 2425211, МПК Е21И 43/24, опубл. 27.07.2011).

С момента открытия месторождения в 1932 году «тяжелую» ярегскую нефть пытались извлечь традиционными методами - при помощи скважин. Но большая вязкость сырья и низкое пластовое давление не позволили добывать его с поверхности земли. С 1972 года стали применять паротепловые методы добычи: в пласт нагнетается пар, который делает нефть более текучей и «легкой на подъем».

Среди основных были одногоризонтный способ и подземно-поверхностная система. Основное различие между ними в том, что при первом пар подается в пласт непосредственно из эксплуатационной галереи в нефтеносном пласте, а при второй - через нагнетательные скважины на поверхности земли.

Инженеры ЛУКОЙЛ-Коми вместе со специалистами из ЛУКОЙЛ-Инжиниринга объединили технологии теплоподачи одногоризонтной и подземно-поверхностной систем, разработав комбинированный способ термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти. В настоящее время изобретение внедряется в производство. В результате применения технологии пар закачивается с двух направлений. В качестве источников пара используются парогенераторы, вырабатывающие влажный пар с сухостью 0,8 и температурой до 250°С. Для производства тонны пара в среднем расходуется 60÷70 кг нефти или 60÷70 м3 газа. Производимый в парогенераторах теплоноситель транспортируется к нагнетательным скважинам по паропроводам.

Предполагаемое изобретение позволяет извлечь тепловую энергию из грунта и использовать ее для отопления зданий и сооружений жилого поселка, находящегося в 3,5 км от места ведения разработки.

На рисунке 1 представлено распределение температур в пласте через 0,5 года эксплуатации [Рузин, Л.М. Разработка залежей высоковязких нефтей и битумов с применением тепловых методов: учеб. пособие / Л.М. Рузин, О.А. Морозюк. Ухта: УГТУ, 2015. - 166 с., стр. 89]. На рисунке 2 представлено схематичное функционирование теплового насоса с замкнутой системой циркуляции теплоносителя в теплообменнике.

Добыча высоковязкой нефти осуществляется закачиванием пара через галерею скважин 3 в нефтяной пласт 2, вокруг которых создается текучая среда 7. Нагретый продукт скважинным насосом 9 подается на поверхность для аккумулирования и дальнейшей переработки. На всем участке разработки тяжелой нефти тепло нагретого грунта 1 не используется. Нами предлагается извлечение тепловой энергии искусственно нагретого грунта тепловым насосом. Для работы теплового насоса требуется только источник электроэнергии. Принцип действия теплового насоса аналогичен принципу действия холодильника. В обоих есть испаритель, компрессор, конденсатор и дросселирующее устройство - все части объединены в единый контур. В испарителе хладагент нагревается до температуры 6-8°С, отобранной от теплоносителя из скважины, закипает и испаряется. Полученный пар сжимается компрессором. При росте давления температура хладагента поднимается до 35-65°С. Это тепло отдается через теплообменник конденсатора рабочей жидкости потребителя, который использует энергию по своему усмотрению. Охлажденный хладагент снова конденсируется, продавливается через дроссель, давление падает, и хладагент вновь поступает в испаритель, где готов испариться.

В качестве среды для теплообмена используется слой грунта высотой до 100 метров, расположенный над пластом продуктивной высоковязкой нефти. Слой грунта в процессе разработки и эксплуатации месторождения постоянно нагревается от галереи подземных скважин, в которые закачивается перегретый пар парогенераторными установками. Работа парогенераторных установок ведется ежесуточно непрерывно в течение всего периода разработки месторождения.

Тепловой насос, установленный на поверхности земли в пределах границ разрабатываемого месторождения в радиусе действия паровых установок, содержит: 10 - U-образный трубопровод, выполняющий роль теплообменника; 11 - испаритель; 12 - контур хладагента; 13 - компрессор; 14 - конденсатор; 15 - расширительный клапан.

Теплообменник 10 подключен к входу теплового насоса и представляет собой внешний контур трубопровода с циркулирующим незамерзающим жидким теплоносителем (например, раствор этиленгликоля), помещенный в среду для теплообмена в виде искусственно нагретого грунта. Для обеспечения теплообменной среды специально для теплообменника 10 над зоной активации разогрева нефтяного пласта в радиусе действия паровых установок бурят вертикальную скважину на глубину от 30 метров до 100 метров и устанавливают в нее теплообменник замкнутого типа. Из описания патента №2425211 известно, что все подземные скважины: добывающие, нагнетательные и парораспределительные обсаживают на глубину 50-100 м. Зона активации разогрева пласта 2 высоковязкой нефти обеспечивается галереей подземных скважин - нагнетательной 3 с перфорационными каналами 5 и парораспределительной, взаимосвязанных с добывающей скважиной 4. Разогретая нефть 8 представляет собой текучую среду 7, которая извлекается с помощью скважинного насоса 9. Теплоноситель нагревается в слое искусственно разогретого грунта и отдает свое тепло контуру теплового насоса. Глубина погружения внешнего контура (теплообменника) обоснована расчетами. С помощью расчетов нами обосновано, что при установке теплообменника 10 на глубину до 30 метров работа теплового насоса будет недостаточно эффективна, т.к. не обеспечивается требуемая разность подающей и возвратной температур и достаточная скорость потока теплоносителя (см. пример). Распределение температуры в пласте при нагнетании горячей воды с расходом 500 м3/сут., составляет около 70 м при начальной температуре пласта То=20°С и температуре теплового агента на забое нагнетательной скважины Тв=200°С. Тепло, вырабатываемое парогенератором Qпг, включает полезное тепло Qпол, которое накапливается в продуктивном пласте, и потерянное тепло Qпот: в паропроводах - Qтр, в нагнетательных скважинах - Qнагн, в окружающих пласт породах -Qокр и в добывающих скважинах - Qдоб. Доля теплопотерь в среднем составляет 40÷60% от количества тепла, производимого парогенераторами.

Известно, что глубина промерзания грунта в зимний период в г. Усинск может достигать 3, 1 м (http://www.center-pss.ru/goroda/20/usinsk-glpr.htm). Наблюдения за снежным покровом земной поверхности на разрабатываемом месторождении с применением выше указанной технологии свидетельствуют о том, что в зимний период температура верхнего слоя близка к нулевой, однако с целью исключения вероятности охлаждения внешнего контура в зимний период, его необходимо теплоизолировать на глубину до 3,1 м.

В U-образном теплообменнике 10 теплоноситель циркулирует от теплового насоса к источнику тепла за счет разности температур теплоносителя и грунта. В испарителе 11 нагретый в грунте теплоноситель отдает свою тепловую энергию контуру хладагента 12, охлаждается и возвращается к источнику тепла, где вновь нагревается. В испарителе 11 хладагент нагревается, начинает кипеть и превращается в пар, поступающий в компрессор 13, сжимается и с возрастанием давления температура его повышается. В конденсаторе 14 пар нагревает воду системы отопления и через расширительный клапан 15 возвращается к теплоносителю. Циклы повторяются. Тепловая установка расположена в радиусе действия паровых установок нефтяного месторождения, где располагаются скважина нефтяная 4 и скважина нагнетательная 3, в которую закачивается пар 6 от парогенераторной установки.

Извлеченную тепловую энергию нагретого грунта 16 можно использовать для отопления зданий, сооружений, технологических нужд, подогрева приточного вентиляционного воздуха, горячего водоснабжения (ГВС). Тепловой насос обладает высоким КПД, повышает эффективность использования тепла без затрат на топливо и снижает энергозатраты предприятия.

Пример.

В качестве теплоносителя первичного контура теплового насоса используют низкозамерзающую жидкость, например, раствор этиленгликоля с точкой замерзания равной -13°С. Тепловая мощность Qо, получаемая от низкопотенциального источника искусственно нагретого грунта составляет:

где, G - расход теплоносителя первичного контура, кг/с; w - скорость потока теплоносителя, принимаем равной 0,5 м/с; ρ - плотность раствора этиленгликоля, равная 1005 кг/м3; ср - теплоемкость раствора незамерзающей жидкости, например, этиленгликоля, при температуре 0°С составляет 3700 Дж/кг °С; tB, tH - температура подающей и возвратной линии теплового насоса, °С; разность этих температур (tв-tн) принимаем равной 5°С.

Объем отапливаемого здания определяем по укрупненным показателям (для жилых и общественных зданий):

Qmax=αVзд⋅q⋅(tв-tн)

где α - коэффициент, учитывающий район строительства здания α=0,54+22/(tв-tн); q - удельная тепловая характеристика здания, кДж/(м3⋅°С⋅сут.), для общественных зданий малой этажностью q=42 кДж/(м3⋅°С⋅сут.) [СНиП 23-02-2003. Тепловая защита зданий (приняты Постановлением Госстроя РФ от 26.06.2003 N 113 // М.: Госстрой РФ, ФГУП ЦПП, 2004]; tв, tн - температура воздуха внутри помещений и снаружи здания, °С, tв=22 С, tн.=-36 С; Vзд - объем здания, м3.

Тепловой насос при принятых исходных данных может быть использован для теплоснабжения здания объемом 2813 м3. Для получения требуемого количества тепловой энергии для теплоснабжения жилого поселка на участке может установлено несколько тепловых насосных установок.

1. Способ извлечения тепловой энергии на нефтяном месторождении, включающий извлечение тепловой энергии с помощью теплового насоса, вход которого подключен к трубопроводу, помещенному в среду для теплообмена, а выход - к системе распределения тепла потребителю, отличающийся тем, что извлекают тепловую энергию, потерянную в породах, окружающих продуктивный пласт высоковязкой нефти, который разрабатывают комбинированным термошахтным способом путем закачивания в пласт перегретого пара парогенераторными установками через галерею подземных скважин, пробуренных с поверхности участка разрабатываемого месторождения, в качестве среды для теплообмена используют слой грунта высотой до 100 м, расположенный над пластом, тепловой насос устанавливают на поверхности земли в границах участка разрабатываемого месторождения, над зоной активации разогрева нефтяного пласта бурят вертикальную скважину на глубину от 30 до 100 м, в которую устанавливают U-образный трубопровод, выполняющий роль теплообменника, отбор и преобразование низкопотенциального тепла из грунта до высокого температурного уровня проводят путем передачи тепла через теплообменник закрытого типа с жидким незамерзающим теплоносителем, подключенный к контуру испарителя теплового насоса.

2. Способ извлечения тепловой энергии по п. 1, отличающийся тем, что для исключения вероятности охлаждения трубопровода в зимний период его теплоизолируют на глубину до 3,1 м.

3. Способ извлечения тепловой энергии по п. 1, отличающийся тем, что на поверхности земли в границах участка месторождения устанавливают один и более тепловых насосов, выход которых подключен к системе распределения тепла потребителю.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи залежи сверхвязкой нефти, повышение коэффициента охвата неоднородного участка залежи за счет разрушения глинистой перемычки.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение нефтеотдачи участка залежи сверхвязкой нефти.
Настоящее изобретение относится к способу извлечения битума. Способ включает стадию обработки нефтеносных песков простым гликолевым эфиром, блокированным пропиленоксидом на концах цепи.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к термическим способам добычи высоковязкой нефти и/или битума при наличии водоносных интервалов или водонефтяного контакта.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при термическом способе добычи высоковязкой нефти и/или битума при наличии водоносных интервалов или водонефтяного контакта.

Изобретение относиться к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - улучшение смачиваемости карбонатного коллектора водой и за счет этого увеличение подвижности нефти и ее добычи.

Группа изобретений относится к нефтедобыче. Технический результат - повышение нефтеотдачи из нефтеносных пластов после применения технологии холодной добычи тяжелой нефти с песком.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – повышение эффективности пароциклического метода за счет выравнивания прогрева области дренирования горизонтальной добывающей скважины, снижение обводненности добываемой продукции из пласта за счет исключения прорыва теплоносителя в добывающую скважину, а также снижение материальных затрат за счет отсутствия необходимости строительства дополнительных горизонтальных нагнетательных скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности разработки неоднородного пласта сверхвязкой нефти в уплотненных и заглинизированных коллекторах, исключение неравномерности прогрева и прорыва теплоносителя в добывающую скважину.

Раскрыты способы и устройство для мониторинга нагнетания пара в паронагнетательную скважину. Способ включает в себя получение первого температурного профиля скважины путем выполнения распределенного измерения температуры на первой волоконной оптике.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности технологии парогравитационного дренирования в залежи с наклоном кровли продуктивного пласта, исключение прорыва теплоносителя в добывающую скважину, повышение охвата паротепловым воздействием, снижение негативных последствий ухода пара вверх по структуре и ускорение достижения термогидродинамической связи. В способе разработки залежи высоковязкой нефти или битума строят карту кровли продуктивного пласта и карту эффективных нефтенасыщенных толщин, выбирают участок залежи с толщиной продуктивного пласта более 6,5 м. Бурят сетку горизонтальных и/или наклонно-горизонтальных добывающих скважин. После исследований горизонтальных и/или наклонно-горизонтальных добывающих скважин определяют, где происходит падение гипсометрических отметок перпендикулярно оси у забоя горизонтальной и/или наклонно-горизонтальной добывающей скважины. Располагают вертикальную нагнетательную скважину со стороны падения кровли продуктивного пласта у забоя горизонтальной или наклонно-горизонтальной добывающей скважины со смещением от оси горизонтального ствола вниз по структуре на расстояние от 5 до 20 м. Создают сообщение вертикальной нагнетательной скважины с продуктивным пластом общим интервалом вскрытия не менее половины толщины продуктивного пласта, располагаемым по вертикали на расстоянии не более 6 м от забоя добывающей скважины. Пар в вертикальную нагнетательную скважину нагнетают с режимами закачки, исключающими прорыв в близлежащую добывающую скважину благодаря контролю в ней температуры. В начальный период в добывающие и нагнетательные скважины выполняют закачку пара для создания между скважинами гидродинамической связи и прогрева их призабойных зон, после прогрева призабойных зон горизонтальные и/или наклонно-горизонтальные скважины переводят под добычу, а вертикальные - под нагнетание. 2 ил., 1 табл., 1 пр.

Изобретение относится к техническим средствам для тепловой обработки продуктивного пласта и подъема продукции из скважин со сверхвязкой нефтью и природными битумами. Устройство содержит камеру вытеснения, колонны труб для прохода поднимаемой жидкости и подачи рабочего агента с быстроразъемным соединением, приемный клапан, сообщенный с внутрискважинным пространством, нагнетательный клапан, сообщенный с колонной труб для прохода поднимаемой жидкости, и вентиляционный клапан рабочего агента, сообщенный с внутрискважинным пространством. Устройство оснащено дополнительно нагнетательным клапаном рабочего агента, который сообщен с камерой вытеснения, быстроразъемное соединение сообщено с двухпозиционным пневматическим направляющим распределителем и управляющим пилотным механическим пневмораспределителем, своими выходами сообщенным с соответствующими управляющими входами пневматического двухпозиционного направляющего распределителя и управляемым поплавком, который расположен в камере вытеснения. Приемный клапан, вентиляционный клапан рабочего агента и нагнетательный клапан рабочего агента установлены в пневматически управляемом блоке с первым и вторым управляющими входами, сообщенными с соответствующими входами вентиляционного клапана рабочего агента и нагнетательным клапаном рабочего агента. Управляющий пилотный механический пневмораспределитель при опорожненной камере вытеснения и крайнем нижнем положении поплавка выполнен с возможностью подачи управляющего сигнала на пневматический двухпозиционный направляющий распределитель для подачи рабочего агента на первый вход управляемого блока, открывающего вентиляционный клапан рабочего агента в забой и приемный клапан на прием жидкости из забоя, а при заполнении камеры вытеснения и крайнем верхнем положении поплавка - с возможностью подачи управляющего сигнала на пневматический двухпозиционный направляющий распределитель для закрытия вентиляционного клапана рабочего агента и приемного клапана и открытия нагнетательного клапана рабочего агента. Технический результат заключается в полной автоматизации паротеплового воздействия на пласт по критерию наличия жидкости в забое скважины. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – исключение непроизводительной эксплуатации и нагрева водонасыщенных зон пласта, создание локальной гидродинамической связи между скважинами и расширение ее вдоль горизонтальных стволов парных скважин, увеличение эффективности работы погружных скважинных насосов за счет исключения попадания водоизолирующего состава на элементы насоса. Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами включает строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой обсадных колонн с фильтровыми частями в соответствующих горизонтальных участках, прогрев пласта закачкой в обе скважины горячего рабочего агента с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды, проведение исследований для определения водонасыщенных зон, примыкающих к добывающей скважине, после чего в обсадной колонне, примыкающей к водонасыщенным зонам этой скважины, последовательное перекрытие этих зон заполнением от забоя к устью водоизолирующим составом, разрушающимся при внешнем воздействии, с последующей технологической выдержкой, закачку вытесняющего агента в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины. В качестве рабочего агента используют пар температурой не менее 180°С. Определение водонасыщенных зон проводят в обеих скважинах геофизическими исследованиями в два этапа, первый из которых - электрический и/или радиоактивный - до начала закачки пара, а второй - термометрический - после прогрева пласта до начала добычи продукции. Водонасыщенные зоны отсекают в обоих скважинах проходными пакерами на расстоянии 1/5-4/5 длины фильтровой части горизонтального участка соответствующих скважин со стороны устья и заполняют от забоя до пакера водоизолирующим составом в виде термостойкого кислоторазрушаемого состава при давлении, большем пластового давления, с последующим глушением пакеров. Далее нагнетательную скважину запускают под закачку пара, а добывающую - под отбор продукции. После установления устойчивой термогидродинамической связи между скважинами, характеризующейся повышением температуры добываемой жидкости, а также повышением термограммы вдоль ствола добывающей скважины, пакеры разбуривают, а водоизолирующие составы разрушают воздействием кислоты. Скважины после этого продолжают эксплуатировать в прежнем режиме. 3 ил., 1 пр.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений. Технический результат - снижение затрат на прогрев продуктивного пласта за счет исключения прорыва теплоносителя к забою добывающих скважин, что в совокупности приводит к экономии энергетических ресурсов и увеличению коэффициента извлечения нефти. Способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием включает строительство в пределах одного пласта параллельных горизонтальных или наклонно-горизонтальных скважин и одной дополнительной горизонтальной или наклонно-горизонтальной скважины, расположенной на равном расстоянии от забоев указанных скважин, исключающем прорыв теплоносителя, но позволяющем создать гидродинамическую связь с параллельными скважинами, закачку теплоносителя в пласт и отбор продукции из него. Все скважины эксплуатируют в пароциклическом режиме с отбором после термокапилярной пропитки. Из параллельных скважин ведут отбор с контролем температуры отбираемой продукции. Закачку теплоносителя в параллельные скважины ведут от входа в пласт, а в дополнительной скважине - со смещением интервала закачки, устанавливая этот интервал напротив одной из параллельных скважин с наименьшей температурой отбираемой продукции. Для исключения прорыва теплоносителя и поддержания температуры в паровой камере отбор продукции из дополнительной скважины увеличивают, если средняя температура отбираемой продукции из горизонтальных скважин вырастает более чем на 5%, либо уменьшают, если средняя температура отбираемой продукции из горизонтальных скважин снижается более чем на 5%. 1 ил., 1 пр.

Изобретение относится к области разработки альтернативных источников энергии и может быть использовано, например, для отопления зданий и сооружений, подогрева приточного вентиляционного воздуха, производства бытовой горячей воды. Технический результат - повышение эффективности получения тепловой энергии. По способу на нефтяном месторождении получают тепловую энергию с помощью теплового насоса. Вход этого насоса подключен к трубопроводу, помещенному в среду для теплообмена. Выход насоса подключен к системе распределения тепла потребителю. Извлекают тепловую энергию, потерянную в породах, окружающих продуктивный пласт высоковязкой нефти. Упомянутый пласт разрабатывают комбинированным термошахтным способом путем закачивания в пласт перегретого пара парогенераторными установками через галерею подземных скважин, пробуренных с поверхности участка разрабатываемого месторождения. В качестве среды для теплообмена используют слой грунта высотой до 100 м, расположенный над пластом. Тепловой насос устанавливают на поверхности земли в границах участка разрабатываемого месторождения. Над зоной активации разогрева нефтяного пласта бурят вертикальную скважину на глубину от 30 до 100 м. В эту скважину устанавливают U-образный трубопровод, выполняющий роль теплообменника. Отбор и преобразование низкопотенциального тепла из грунта до высокого температурного уровня проводят путем передачи тепла через теплообменник закрытого типа с жидким незамерзающим теплоносителем. Теплообменник подключают к контуру испарителя теплового насоса. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

Наверх