Способ разработки месторождения сверхвязкой нефти методом парогравитационного дренирования совместно с растворителем

Изобретение относится к способам разработки месторождения сверхвязкой нефти. Технический результат - повышение эффективности извлечения сверхвязкой нефти методом парогравитационного дренирования совместно с растворителем, сокращение материальных затрат при совместной закачке пара и углеводородного растворителя за счет оптимизации соотношения закачки углеводородного растворителя и пара. Способ разработки месторождения сверхвязкой нефти методом парогравитационного дренирования совместно с растворителем включает закачку пара в пласт, прогрев пласта с созданием паровой камеры, совместную закачку углеводородного растворителя и пара и отбор продукции с поддержкой температуры в паровой камере на заданном уровне. При этом совместную закачку осуществляют при массовом соотношении углеводородного растворителя и пара, равном 1:(2,2-10,9), в зависимости от содержания ароматической фракции в растворителе. 3 табл., 1 пр.

 

Изобретение относится к способам разработки месторождения сверхвязкой нефти (СВН) тепловыми методами с использованием водяного пара и растворителей.

Известен способ извлечения вязкой нефти с повышенным содержанием асфальтеновых компонентов (патент США №4469177, МПК Е21В 43/24, опубл. 04.09.1984). Способ включает закачку в пласт ароматического растворителя, содержащего 45-60% фенолов, карбоновых кислот и их ангидридов последовательно с закачкой пара, с одновременным отбором продукции при продолжающейся закачке пара.

Недостатком способа является то, что последовательная закачка растворителя и пара менее эффективна, чем их совместная закачка. Кроме того, растворитель, содержащий фенол, не соответствует требованиям экологической безопасности.

Известен способ разработки залежи тяжелой нефти и природных битумов (патент Канады №2342955, МПК Е21В 43/24, опубл. 04.10.2002). Способ включает закачку пара, создание паровой камеры, совместную закачку пара и углеводородного растворителя и отбор продукции. Процесс дополнительно включает циклическое чередование совместной закачки пара и углеводородного растворителя.

По данному способу не контролируется температура паровой камеры. Кроме того, при закачке не учитывается фазовое состояние растворителя в пластовых условиях, приводится только температура кипения растворителей в поверхностных условиях. Еще одним недостатком способа является применение парафиновых углеводородных растворителей, которые способны вызвать осаждение асфальтосмолистых веществ при взаимодействии с тяжелой и сверхвязкой нефтью.

Все эти факторы обуславливают низкую эффективность нефтеизвлечения тяжелой и сверхвязкой нефти по данному способу.

Наиболее близок к предлагаемому способ разработки залежей тяжелой и сверхвязкой нефти (патент РФ №2387818, МПК Е21В 43/24, опубл. 27.04.2010), включающий закачку пара в пласт, прогрев пласта с созданием паровой камеры, совместную закачку пара и углеводородного растворителя с поддержкой температуры в паровой камере не ниже температуры фазового перехода смеси пар/углеводородный растворитель, отбор продукции.

Недостатком способа является то, что при совместной закачке растворителя и пара, несмотря на то, что осуществляется поддержка температуры в паровой камере не ниже температуры фазового перехода смеси пар/углеводородный растворитель, при этом не контролируется соотношение количества растворителя и пара. При большом избытке объема закачиваемого пара происходит его прорыв в добывающую скважину, что может привести к выходу из строя насосного оборудования и снижению эффективности процесса нефтеизвлечения в целом. При недостаточном объеме пара закачиваемый растворитель не прогревается до температуры паровой камеры, из-за этого происходит снижение эффективности парогравитационного дренирования нефти совместно с растворителем.

Технической задачей изобретения является повышение эффективности извлечения сверхвязкой нефти методом парогравитационного дренирования совместно с растворителем и сокращение материальных затрат при совместной закачке углеводородного растворителя и пара за счет регулирования соотношения углеводородного растворителя и пара.

Техническая задача решается способом разработки месторождения сверхвязкой нефти методом парогравитационного дренирования совместно с растворителем, включающим закачку пара в пласт, прогрев пласта с созданием паровой камеры, совместную закачку углеводородного растворителя и пара с поддержкой температуры в паровой камере, отбор продукции.

Новым является то, что осуществляют совместную закачку углеводородного растворителя и пара, при массовом соотношении углеводородного растворителя и пара, равном 1:(2,2-10,9), в зависимости от содержания в растворителе ароматической фракции.

Сущность изобретения.

Основные трудности при добыче сверхвязкой нефти связаны с аномально высокой вязкостью нефти в пластовых условиях. Вязкость СВН значительно снижается с увеличением температуры. Среди тепловых методов извлечения нетрадиционных запасов нефти выделяется метод парогравитационного дренажа. Этот способ воздействия предполагает нагнетание пара в нагнетательную горизонтальную скважину, после чего нагретая нефть со сниженной вязкостью стекает к горизонтальной добывающей скважине. Расширением этого метода является совместная закачка пара и углеводородного парообразного растворителя. Парообразный растворитель медленно поднимается вверх, формируя паровую камеру в основной части продуктивной залежи над нагнетательной скважиной. Парообразный растворитель смешивается с СВН на поверхности раздела растворитель/нефть, после чего происходит диффузия пара в общую массу СВН.

Совместная закачка пара и углеводородного парообразного растворителя ведет к повышению эффективности извлечения сверхвязкой нефти.

Для повышения эффективности применения метода парогравитационного дренирования совместно с растворителем необходимо учитывать совместимость сверхвязкой нефти и растворителя, а также термодинамические условия применения метода в целом, такие как режимы давления и температуры в пласте и тепловой баланс процесса теплообмена между паром и растворителем при совместной закачке в пласт.

При закачке жидкого растворителя необходимо создать такие пластовые условия, чтобы углеводородный растворитель находился в паровой камере в парообразном состоянии. Для этого количество тепла, поступающего в пласт за счет закачки пара, должно быть достаточным, чтобы прогреть холодный жидкий растворитель до парообразного состояния до достижения им паровой камеры и поддерживать температуру в самой паровой камере не ниже температуры фазового перехода смеси пар/углеводородный растворитель. Поэтому регулируют соотношение количества закачиваемого растворителя и пара, при котором эффективность применения данного растворителя повышается.

С целью создания этих условий проводят расчет теплового баланса при закачке холодного жидкого углеводородного растворителя и пара. В качестве растворителя в расчетах использовался бензол, относящийся к ароматическим углеводородам. Бензол является основным компонентом алкилбензольных и ароматических углеводородных растворителей, признанных наиболее подходящими растворителями для совместного применения с тепловым воздействием на основе наших ранее проведенных исследований. Высокая вязкость СВН обусловлена повышенным содержанием в этой нефти смол и асфальтенов в виде сложных ассоциатов. Доля ароматического углерода в асфальтено-смолистых веществах (АСВ) высока, поэтому они лучше растворяются в ароматических растворителях и их производных, содержащих в своем составе от 16 до 80% ароматической фракции. Предварительно при проверке на совместимость растворителя и СВН исследуют возможность выпадения асфальтено-смолистых веществ в избытке растворителя. Растворители, в которых происходит выпадение в осадок асфальтено-смолистых веществ, не пригодны для применения при паротепловом воздействии, потому что выпавший осадок АСВ закупоривает поры пласта и снижает его проницаемость.

Тепловой баланс рассчитывают по данным материального баланса с учетом тепловых эффектов химических реакций и физических превращений (испарение, конденсация и т.п.). Чтобы не происходило непроизводительного расхода пара, количество тепла (Qпр), поступающего в пласт с закачкой высокотемпературного пара, должно равняться количеству тепла, необходимого для поддержания температуры в созданной паровой камере, и количеству тепла, необходимого для нагрева закачиваемого холодного жидкого растворителя до парообразного состояния (Qpacx):

Количество тепла, поглощаемого или выделяемого веществами (пар, растворитель), участвующими в процессе теплообмена, рассчитывается по формуле:

где m - количество вещества (пар, растворитель), кг;

Ср - удельная теплоемкость этого вещества, кДж/(кг°С);

Δt- изменение температуры,°С.

При расчетах теплового баланса процесса закачки холодного жидкого растворителя в предварительно прогретый закачкой пара пласт были сделаны некоторые допущения. А именно учитывалось тепло, переданное от горячего пара холодному растворителю, и тепло для поддержания температуры паровой камеры, а потери тепла в пласте в расчет не брались.

В расчетах использованы следующие исходные данные:

- температура закачиваемого пара - 210°С;

- начальная температура растворителя - 10°С;

- предельно допустимое снижение температуры паровой камеры (заданная температура) - 190°С;

- удельная теплоемкость пара Срп=2,101 кДж/(кг°С);

- удельная теплоемкость жидкого бензола Срж=1,74 кДж/(кг°С);

- удельная теплоемкость парообразного бензола Срг=1,047 кДж/(кг°С);

- удельная теплота парообразования бензола λ=394 кДж/(кг°С).

Результаты расчета теплового баланса процесса разработки месторождения сверхвязкой нефти методом парогравитационного дренирования совместно с растворителем приведены в таблице 1.

Из условия материального баланса расчеты велись на 1 кг пара. На первом этапе рассчитывают количество тепла, поступающего в пласт за счет закачки пара с температурой 210°С (пункт 1 в таблице 1).

Далее определяют количество тепла, которое пойдет на поддержание температуры в паровой камере на уровне 190°С (пункт 2).

Затем рассчитывают общее количество тепла для прогрева закачиваемого растворителя (пункт 3).

При совместной закачке холодного растворителя и пара тепло, отдаваемое паром, расходуется на:

а) нагрев холодного растворителя с температурой 10°С до температуры испарения 80°С (пункт 4);

б) переход жидкого растворителя из жидкого состояния в парообразное (пункт 5);

в) нагрев парообразного растворителя от температуры 80°С до температуры 190°С (пункт 6).

Далее суммируют количество тепла, необходимого для полного прогрева идеального растворителя (бензол) (пункт 7), с жидкого до парообразного состояния.

Исходя из условия теплового баланса, количество тепла, которое может быть затрачено на прогрев закачиваемого холодного растворителя, должно равняться количеству тепла, отдаваемого паром (пункт 8).

На основании этого равенства рассчитывают количество растворителя (бензол), которое можно нагреть за счет тепла, отданного 1 кг пара (пункт 9).

И в заключение определяют соотношение количества растворителя и пара, необходимого для поддержания температуры в паровой камере, равной 190°С, при их совместной закачке для разработки месторождения сверхвязкой нефти методом парогравитационного дренирования (пункт 10).

Поскольку в реальности растворитель бензол не используется для закачки в пласт исходя из экологических и экономических требований были рассмотрены растворители, которые производятся в промышленном масштабе и могут быть использованы при разработке месторождения СВН. Все эти растворители относятся к ароматическим нефтяным растворителям и содержат от 5 до 100% ароматических углеводородов. Содержание ароматических углеводородов в бензоле равно 100%. Содержание ароматической фракции в растворителе является основным критерием при выборе растворителя для процесса парогравитационного дренирования, поэтому для растворителей в расчетах введены поправочные коэффициенты, учитывающие содержание ароматической фракции в данном растворителе. Например, если в растворителе содержание ароматической фракции равно 50%, то берется поправочный коэффициент К=0,5, рассчитываемый по формуле (3):

на который умножается количество идеального растворителя (бензола), и определяется количество растворителя, которое переводится в парообразное состояние также одним килограммом пара. В таблице 2 приведены поправочные коэффициенты, рассчитанные по уравнению 3, для некоторых известных растворителей. Далее определяют соотношение растворителя и пара для их совместной закачки.

Как видно из таблицы 2, для приведенных растворителей разброс соотношений растворителя и пара составляет от 1:1,8 до 1:35,7. Для того чтобы закачиваемый растворитель прогрелся до температуры паровой камеры, необходимо менять количество совместно закачиваемого пара в зависимости от содержания ароматической фракции в растворителе. При выборе растворителя для разработки месторождения СВН методом парогравитационного дренирования совместно с растворителем учитывают стоимость растворителя и его технологическую эффективность. При соотношениях растворителя и пара ниже 1:2,2 затраты на растворитель могут оказаться слишком высокими, а также высокие концентрации токсичных компонентов могут не соответствовать экологическим требованиям. При более высоких соотношениях растворителя и пара (более 1:10,9) происходит непроизводительный расход пара, технологическая эффективность такого растворителя невысокая, что также снижает рентабельность метода. Исходя из этих критериев, наиболее оптимальным диапазоном соотношений растворителя и пара при их совместной закачке является 1:(2,2-10,9).

Пример конкретного выполнения. На опытном участке Ашальчинского месторождения СВН, находящемся на глубине 90 м, представленном неоднородными пластами толщиной 20-30 м с температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0,70 доли ед., пористостью 30%, проницаемостью 2,65 мкм, с нефтью, имеющей плотность 960 кг/м3 пробурена пара горизонтальных скважин, которая состоит из нагнетательной и добывающей скважин, горизонтальные участки которых размещены параллельно одна над другой в вертикальной плоскости продуктивного пласта и оснащены колонной насосно-компрессорных труб. В скважины спущены термодатчики по всей длине стволов, позволяющие контролировать температуру паровой камеры. В процессе добычи сверхвязкой нефти в нагнетательную скважину закачивали пар, который, распространяясь вверх, создал паровую камеру. Среднесуточный объем закачки пара в указанную скважину составляет 85000 кг.Для увеличения эффективности извлечения СВН осуществляли совместную закачку растворителя промышленного РП (ТУ 0258-007-60320171-2016) в количестве 40000 кг, массовое соотношение реагентов не учитывалось. Дебит по нефти после закачки пара составил 20,8 т/сут.

Через год в этой же скважине была вновь проведена совместная закачка пара и растворителя РП с плотностью 740 кг/м3 и содержанием ароматической фракции 20%. Среднесуточный объем закачки пара в указанную скважину составляет 70000 кг. По уравнению 3 находят поправочный коэффициент для указанного растворителя, который равен 0,2. Далее рассчитывают количество растворителя РП, которое можно прогреть за счет закачки 70000 кг пара на основе равенства 7 (таблица 3). Масса растворителя равняется 7971,5 кг. Рассчитывается массовое соотношение растворителя РП и пара (пункт 8 таблица 3), которое составляет 1:8,8. Для того чтобы растворитель прогрелся до нужной температуры при среднесуточном дебите закачиваемого пара, равном 70000 кг, с температурой 210°С, необходимо одновременно закачивать 7971,5 кг растворителя РП с исходной температурой 10°С. Соотношение растворителя и пара при этом составляет 1:8,8, которое входит в оптимальный диапазон.

Расчетное количество жидкого растворителя РП подается в нагнетательный трубопровод пара с помощью дозатора с производительностью 7 л/мин.

В процессе закачки жидкий растворитель РП, двигаясь совместно с паром в соотношении 1:8,8 по колонне НКТ и далее по пласту, прогревается до температуры кипения растворителя и начинает испаряться и достигает границ паровой камеры уже в парообразном состоянии. На границе паровой камеры происходит теплообмен между парами растворителя и сверхвязкой нефтью, растворитель диффундирует в нефть, нефть разогревается, вязкость ее снижается, а подвижность увеличивается. Ставшая подвижной нефть продвигается по пласту и отбирается через добывающую скважину.

Дебит по нефти при этом составил 27 т/сут. Прирост среднесуточного дебита по нефти в результате совместной закачки растворителя РП и пара с соотношением 1:8,8 составил около 22,9%. При рассчитанном соотношении закачиваемого растворителя и пара эффективность парогравитационного дренирования месторождения СВН совместно с растворителем гораздо выше эффективности процесса без регулирования массового отношения углеводородного растворителя и пара. При этом необходимый объем растворителя меньше, что ведет к сокращению материальных затрат.

Предлагаемый способ повышает эффективность извлечения сверхвязкой нефти методом парогравитационного дренирования совместно с растворителем за счет регулирования массового отношения углеводородного растворителя и пара и сокращает материальные затраты при совместной закачке пара и углеводородного растворителя.

Способ разработки месторождения сверхвязкой нефти методом парогравитационного дренирования совместно с растворителем, включающий закачку пара в пласт, прогрев пласта с созданием паровой камеры, совместную закачку углеводородного растворителя и пара с поддержкой температуры в паровой камере и отбор продукции, отличающийся тем, что осуществляют совместную закачку углеводородного растворителя и пара при массовом соотношении углеводородного растворителя и пара, равном 1:(2,2-10,9), в зависимости от содержания в растворителе ароматической фракции.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - интенсификация отбора нефти, сокращение времени прогрева межскважинного пространства пласта, быстрое устранение прорывов теплоносителя в добывающую скважину с одновременным упрощением и удешевлением реализации способа.

Группа изобретений относится к обработке воды, попутно добываемой при добыче нефти. Технический результат – повышение эффективности обработки попутно добываемой воды.

Изобретение относится к управлению расходом и/или давлением нагнетаемой текучей среды. Техническим результатом является согласованное управление нагнетанием текучей среды.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности. Технический результат - увеличение охвата обрабатываемого пласта тепловым воздействием, сокращение сроков прогрева обрабатываемого пласта, снижение энергетических затрат на реализацию способа, увеличение коэффициента нефтеизвлечения.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - увеличение коэффициента извлечения нефти, увеличение продолжительности эксплуатации месторождения с одновременным снижением затрат на прогрев пласта на 25%.

Изобретение относится к устройствам и способам, применяемым для нагревания формаций. Технический результат заключается в уменьшении или исключении потенциальных проблем в ходе производства, компоновки и/или монтажа изолированных проводников.

Изобретение относится к устройствам и способам, применяемым для нагревания формаций. Технический результат заключается в уменьшении или исключении потенциальных проблем в ходе производства, компоновки и/или монтажа изолированных проводников.

Изобретение относится к извлечению битума из подземных локаций. Технический результат - более низкая концентрация и более высокая термальная стабильность используемых добавок, отсутствие загрязнения почвы.

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.

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.

Изобретение относится к получению углеводородного матеиала, содержащегося в подземном пласте. Способ получения углеводородного материала из подземного пласта, включающий формирование суспензии для заводнения, включающей разлагающиеся частицы и флюид-носитель, закачивание суспензии в подземный пласт, содержащий углеводородный материал, для формирования эмульсии, стабилизированной разлагаемыми частицами, и удаления эмульсии из подземного пласта, и деградация по крайней мере части разлагаемых частиц после удаления указанной эмульсии из подземного пласта.

Настоящее изобретение относится к способам и системам формирования стабилизированной эмульсии и извлечения углеводородного материала из подземного пласта. Способ получения углеводородного материала из по крайней мере одного подземного пласта и нефтеносного песчаника, включающий смешивание амфифильных наночастиц с флюидом-носителем для образования суспензии, амфифильные наночастицы включают основную часть, гидрофобные группы, присоединенные к первой стороне основной части, и гидрофильные группы, включающие анионные или катионные функциональные группы, присоединенные ко второй стороне основной части, до контактирования по крайней мере одного подземного пласта и взвеси, включающей нефтеносный песчаник и воду, с суспензией модифицируют величину рН суспензии, где модифицирование включает уменьшение величины рН суспензии, включающей амфифильные наночастицы, включающие катионные функциональные группы, для повышения растворимости амфифильных наночастиц в суспензии, реагирующей на уменьшение величины рН суспензии, или увеличение величины рН суспензии, включающей амфифильные наночастицы, включающие анионные функциональные группы, для повышения растворимости амфифильных наночастиц в суспензии, реагирующей на увеличение величины рН суспензии, контактирование по крайней мере одного подземного пласта и взвеси, включающей нефтеносный песчаник и воду, с суспензией для образования эмульсии, стабилизированной амфифильными наночастицами, и удаление углеводородов из эмульсии, стабилизированной амфифильными наночастицами.
Изобретение относится к обработке воды, получаемой в ходе операций по обработке скважин. Способ обработки добываемой или возвратной воды из подземного пласта, включающий: смешивание добываемой или возвратной воды из подземного резервуара с серо- или фосфорсодержащим нуклеофильным агентом, где указанная вода содержит полимерный загуститель или его остаток, а также разжижитель, содержащий витамин В1, разжижитель, содержащий илид, или и разжижитель, содержащий витамин В1, и разжижитель, содержащий илид, дезактивацию указанного разжижителя в присутствии серо- или фосфорсодержащего нуклеофильного агента для получения воды, пригодной для рециркуляции, и закачивание рециркуляционной воды в подземный резервуар.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам извлечения нефти из неоднородных по проницаемости нефтяных пластов. По одному варианту в способе извлечения нефти из неоднородных по проницаемости нефтяных пластов, включающем приготовление и закачку в пласт мицеллярного раствора - МР, содержащего углеводородную жидкость - УЖ, поверхностно-активное вещество - ПАВ, изопропиловый спирт и пресную воду, предварительно определяют начальную приемистость нагнетательной скважины - НПНС при начальном давлении закачки и минерализацию воды - МВ, при НПНС 100-250 м3/сут и МВ 0,15 г/дм3 закачивают МР в объеме 2-10 м3 на 1 м толщины продуктивного пласта - м3/м ТПП, в качестве ПАВ используют оксиэтилированный алкилфенол со степенью оксиэтилирования 4 или 6, или водно-спиртовой раствор смеси моноалкиловых эфиров полиэтиленгликоля 90 мас.

Изобретение относится к использованию закупоривающих агентов и смесей, их содержащих, для интенсификации добычи углеводородов из подземных пластов. Способ интенсификации добычи углеводородов из подземного пласта, через который проходит ствол скважины, включающий стадии, на которых заливают смесь, содержащую растворимый закупоривающий агент и проппант, в высокопроницаемую зону трещины внутри подземного пласта вблизи ствола скважины, расклинивают в открытом состоянии по меньшей мере часть высокопроницаемой зоны проппантом смеси и блокируют по меньшей мере часть высокопроницаемой зоны закупоривающим агентом, закачивают флюид в подземный пласт и в зону пласта с более низкой проницаемостью, расположенную дальше от ствола скважины, растворяют закупоривающий агент, блокирующий по меньшей мере часть высокопроницаемой зоны вблизи ствола скважины, и добывают углеводороды из высокопроницаемой зоны и зоны с более низкой проницаемостью.

Изобретение относится к нефтегазовой отрасли. В способе очистки призабойной зоны пласта (ПЗП) от глинистых образований удаляют рыхлую часть глинистых образований путем промывки ПЗП технической водой, после чего закачивают в ПЗП очищающий реагент на водной основе и выдерживают упомянутый реагент до разрушения плотной части глинистых образований.

Изобретение относится к способу добычи нефти из пласта. Способ добычи нефти из нефтеносного пласта, включающий смешивание анионогенного поверхностно-активного вещества - АПАВ, воды, полимера, бикарбоната щелочного металла и жидкого аммиака с образованием композиции для извлечения нефти, имеющей рН менее 10, измеренный при 25°C, введение полученной композиции в нефтеносный пласт, контактирование ее с нефтью в нефтеносном пласте и добычу нефти из нефтеносного пласта после введения указанной композиции.

Изобретение относится к композитному материалу и способу его применения в операциях по обработке скважин. Композитный материал для обработки скважины включает агент для модификации поверхности, покрывающий по крайней мере частично твердую частицу и содержащий гидрофобный хвост и якорный фрагмент для фиксации гидрофобного хвоста к твердой частице, где якорным фрагментом является производное органической фосфорсодержащей кислоты и дополнительно, где по меньшей мере одно из следующих условий имеет приоритетное значение: (а) гидрофобный хвост содержит перфорированную группу приведенной структуры, (б) гидрофобный хвост является фторсодержащим остатком, характеризующимся приведенной структурой, (в) агент для модификации поверхности характеризуется приведенной формулой или (г) агент для модификации поверхности выбирают из приведенной группы.

Настоящее изобретение относится к способу обработки и жидкости для обработки для увеличения проницаемости пластов органогенного сланца. Способ обработки включает обработку пласта органогенного сланца жидкостью для обработки.

Настоящее изобретение относится к извлечению подземных ресурсов, таких как нефть, природный газ, сланцевый газ, при использовании гидравлического разрыва пласта. Способ извлечения подземных ресурсов с помощью нагнетания текучей среды, заполняющей рудоподводящий канал, в котором формируют трещины и далее с помощью формирования или роста трещин подземные ресурсы извлекают через трещины, в котором блокирующий гидролиз агент вводят под давлением в текучую среду, чтобы блокировать отклоняющий агент, служащий для временного перекрытия трещин, где блокирующий гидролиз агент представляет собой способную к гидролизу смолу, имеющую температуру стеклования (Tg) более низкую, чем температура окружающей среды извлечения, и способная к гидролизу смола, используемая в качестве блокирующего гидролиз агента, имеет индекс кристаллизации ΔHm не более 70 Дж/г, представленный приведенной расчетной формулой.

Изобретение относится к горному делу и может быть применено для гидроразрыва пласта. Способ включает этапы, на которых: осуществляют закачивание в ствол скважины текучей среды гидроразрыва, не содержащей расклинивающий агент, с образованием трещины в пласте, вводят в импульсном режиме в ствол скважины текучую среду гидроразрыва, причем импульсный режим закачки предусматривает наличие, по меньшей мере, одного импульса закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент, и, по меньшей мере, одного импульса закачки текучей среды гидроразрыва, не содержащей расклинивающий агент, причем во время импульса закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент, дополнительно вводят укрепляющий и/или консолидирующий материал в текучую среду гидроразрыва, при этом увеличивают концентрацию укрепляющего и/или консолидирующего материала в импульсе закачки текучей среды гидроразрыва, содержащей расклинивающий агент, при этом произведение объемной скорости текучей среды (V) гидроразрыва (л/с) на вязкость (μ) текучей среды гидроразрыва (Па*с) не превышает 0,003 Па*л при проведении гидроразрыва.

Изобретение относится к способам разработки месторождения сверхвязкой нефти. Технический результат - повышение эффективности извлечения сверхвязкой нефти методом парогравитационного дренирования совместно с растворителем, сокращение материальных затрат при совместной закачке пара и углеводородного растворителя за счет оптимизации соотношения закачки углеводородного растворителя и пара. Способ разработки месторождения сверхвязкой нефти методом парогравитационного дренирования совместно с растворителем включает закачку пара в пласт, прогрев пласта с созданием паровой камеры, совместную закачку углеводородного растворителя и пара и отбор продукции с поддержкой температуры в паровой камере на заданном уровне. При этом совместную закачку осуществляют при массовом соотношении углеводородного растворителя и пара, равном 1:, в зависимости от содержания ароматической фракции в растворителе. 3 табл., 1 пр.

Наверх