Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Термические методы добычи нефти


Тепловые методы извлечения высоковязких нефтей

Относительно большая доля известных запасов нефти во всем мире характеризуется высокой вязкостью нефти. Высокая вяз­кость нефти — один из основных факторов, определяющих ее ма­лую подвижность в пористой среде и неудовлетворительную эф­фективность извлечения. Вязкость нефти сильно зависит от температуры, которая в естественных условиях не всегда достаточно высока в пласте. Как показывают исследования и опыт разработки, для эффективного извлечения нефти вязкостью более 25 - 50 мПа-с требуется тепловое воздействие на пласты с целью снижения ее вязко­сти. При нагревании нефти от 20-25 до 100-120 °С вязкость ее может снижаться с 500-1000 до 5-20 мПа-с, см. рисунок

Зависимость вязкости нефти µн от темпе­ратуры

для Кенкиякского месторождения

На практике применяются различные методы искусственного теплового воздействия на пла­сты, содержащие высоковязкие нефти, - внутрипластовое горение (сухое и влажное), вытеснение нефти паром, горячей водой и пароциклические обработки скважин.

Внутрипластовое горение

Механизм процесса. Метод извлечения нефти с помо­щью внутрипластового горения был предложен в начале 30-х годов советскими учеными А. Б. Шейнманом и К. К. Дубровай. Процесс основан на способности углеводородов (нефти) в пласте вступать с кислородом воздуха в окислительную реакцию, сопро­вождающуюся выделением больших количеств теплоты. Он от­личается от горения на поверхности. Генерирование теплоты не­посредственно в пласте - основное преимущество данного метода.

Процесс горения нефти в пласте начинается вблизи забоя нагнетательной скважины обычно нагревом и нагнетанием воздуха.

Теплоту, которую необходимо подводить в пласт для начала горения, получают при помощи забойного электронагревателя, газовой горелки или различных реакций.

После создания очага горения у забоя скважин непрерывное нагнетание воздуха в пласт и отвод от очага (фронта) продуктов горения (N2, CO2 и др.) обеспечивают поддержание процесса внутрипластового горения и перемещение по пласту фронта вы­теснения нефти.

В качестве топлива для горения расходуется часть нефти, остающаяся в пласте после вытеснения ее газами горения, водя­ным паром, водой, испарившимися фракциями нефти впереди фронта горения и претерпевающая изменения вследствие дистил­ляции, крекинга и других сложных физико-химических процессов. В результате сгорают наиболее тяжелые фракции нефти. В зави­симости от геолого-физических условий пласта расход сгорающего топлива может составлять 10-40 кг на 1 м3 пласта, или 6-25 % первоначального содержания нефти в пласте. Теоретическими и промысловыми исследованиями установлено, что с увеличением плотности и вязкости нефти расход сгорающего топлива увеличи­вается, а с увеличением проницаемости уменьшается.

В случае обычного (сухого) внутрипластового горения, осу­ществленного нагнетанием в пласт только воздуха, вследствие его низкой теплоемкости по сравнению с породой пласта происхо­дит отставание фронта нагревания породы от перемещающегося фронта горения. В результате этого основная доля генерируемой в пласте теплоты (до 80 % и более) остается позади фронта горения, практически не используется и в значительной мере рас­сеивается в окружающие породы. Эта теплота оказывает некоторое положительное влияние на процесс последующего вытеснения нефти водой из не охваченных горением смежных частей пласта. Очевидно, однако, что использование основной массы теплоты в области впереди фронта горения, т. е. приближение генериро­ванной в пласте теплоты к фронту вытеснения нефти, существенно повышает эффективность процесса.

Перемещение теплоты из задней области в переднюю относи­тельно фронта горения возможно за счет улучшения теплопереноса в пласте добавлением к нагнетаемому воздуху агента с более высокой теплоемкостью, например воды. В последние годы в мировой практике все большее применение получает метод влажного горения.

Процесс влажного внутрипластового горения заключается в том, что в пласт вместе с воздухом закачивается в определен­ных количествах вода, которая, соприкасаясь с нагретой движу­щимся фронтом горения породой, испаряется. Увлекаемый пото­ком газа пар переносит теплоту в область впереди фронта горе­ния, где вследствие этого развиваются обширные зоны прогрева, выраженные в основном зонами насыщенного пара и сконденси­рованной горячей воды.

Внутрипластовое парогенерирование - одна из важнейших особенностей влажного горения, в значительной мере определяю­щая механизм процесса вытеснения нефти из пластов. Диапазон соотношений закачиваемых в пласт объемов воды и воздуха ле­жит примерно в пределах от 1 до 5 м3 воды на 1000 м3 воздуха, т. е. водовоздушное отношение должно составлять порядка (1 - 5) -103 м3/м3. Конкретные значения водовоздушного отношения определяются многими геолого-физическими и технологическими условиями осуществления процесса.

Повышение водовоздушного отношения до некоторого предела приводит к прекращению окислительных процессов нефти в пла­сте, но при меньших значениях снижает температуру, расход топ­лива и расширяет фронт горения. Занижение водовоздушного отно­шения приводит к сужению фронта, повышению температуры горе­ния и снижению эффективности теплового воздействия на пласт и извлечения нефти. Процесс влажного горения целесообразно про­водить с максимально возможными значениями водовоздушного отношения.

По мере перемещения фронта горения в пласте формируется несколько характерных, отчетливо выделяющихся температурных зон (рис. 1). Наиболее высокой температурой характеризуется фронт горения (зона III). В лабораторных условиях диапазон из­менения температуры фронта горения составлял 350- 1000°С. Ее величина зависит от свойств нефтей, тепловых характеристик пласта и окружающих пород. Кроме того, применительно к су­хому горению она возрастает с увеличением плотности потока воздуха, доли кислорода в воздухе и давления в модели пласта. Для влажного горения установлено, что увеличение водовоздуш­ного отношения приводит к снижению температуры фронта горения. На температуру фронта горения влияет также тип коллек­тора. Температура фронта горения в карбонатных пластах выше, чем в песчаных.

В зоне горения все жидкости испаряются, за исключением тяжелых фракций нефти, отлагающихся на поверхности зерен породы в виде коксовидного остатка, служащего топливом для внутрипластового горения. Позади фронта горения остается выж­женный пласт. Однако при высоких значениях водовоздушного отношения может находиться остаток несгоревшего топлива.

В зоне // (рис. 1), непосредственно примыкающей к фронту горения, имеется фильтрация воздуха и испарившейся воды.

Рис. 1. Температурный профиль процесса влажного горения Т по длине пласта L и распределение насыщенности пласта нефтью, водой и воздухом 5 по длине

пласта (пласт однородный)

В зоне / температура уменьшается до температуры нагнетае­мых рабочих агентов. В этой зоне происходит фильтрация воздуха и воды.

К зоне горения /// примыкает зона перегретого пара IV (рис. 1), характеризуется резким падением температуры и ис­парением воды, содержащейся в пласте.

Перед зоной перегретого пара образуется зона насыщенного пара V, называемая стабилизированной зоной или паровым плато, с температурой, претерпевающей незначительные изменения. В этой зоне происходят трехфазная фильтрация и дистилляция нефти. Размер зоны увеличивается по мере продвижения фронта горения.

Зона VI является переходной зоной с трехфазной фильтрацией нефти, воды и газа, конденсацией пара в воду и образованием оторочки горячей воды. Впереди зоны горячей воды и легких углеводородов температура в пласте равна начальной, но еще вы­деляются три зоны, отличающиеся друг от друга насыщенностью пористой среды жидкостями и газом.

Зона VII - так называемый водяной вал.

Зона VIII характеризуется повышенной нефтенасыщенностью (нефтяной вал).

В зоне IX фильтрация нефти, воды и газа определяется началь­ным распределением их насыщенностей.

Во всех зонах наличие газа (продуктов горения) оказывает влияние на механизм вытеснения нефти. Газы могут содержать большое количество С02.

Системы и технология разработки. При осуще­ствлении влажного горения впереди фронта горения образуется обширная зона прогрева пласта и жидкостей. Размер ее имеет тот же порядок, что и размер выжженной зоны, и достигает 100 - 150 м и более. Это указывает на возможность применения метода влажного горения при сравнительно редких сетках размещения скважин (до 16-20 га/скв) без доведения фронта горения до добывающих скважин, в результате чего сокращается суммарный расход воздуха на добычу нефти. Регулированием развития зоны прогрева пласта впереди фронта горения можно сэкономить рас­ход воздуха в 1,5-2 раза. Дополнительную экономию расхода воздуха на добычу нефти можно получить за счет перемещения по пласту созданной тепловой оторочки нагнетанием в пласт обыч­ной воды. В целом же можно считать, что при влажном горении расход воздуха на добычу нефти в 2-3 раза меньше, чем при сухом горении. Но для нагнетания воды могут понадобиться до­полнительные скважины. Удельный расход воздуха на добычу нефти при сухом внутрипластовом горении, согласно различным промысловым испытаниям, может изменяться от 2000 до 3500 м3/м3, а при влажном горении - от 1000 до 2000 м3/м3.

Технология внутрипластового горения должна предусматри­вать постоянно возрастающий объем нагнетания воздуха в соот­ветствии с расширением фронта горения по мере его удаления от нагнетательных скважин. Давление нагнетания воздуха на устье нагнетательной скважины обычно в 1,5-2 раза выше пластового давления.

Максимально возможное сокращение расхода воздуха на до­бычу нефти при влажном горении является основной целью и условием расширения применения этого метода на практике, что возможно только при осуществлении оптимальной техноло­гии процесса.

Реализуемые проекты. Эффективность метода. В настоящее время в различных странах осуществляется более 50 проектов 'внутрипластового горения. В большинстве из них при­меняется только та или иная комбинация внутрипластового горения с заводнением. Наиболее ранние проекты реализуются в США и Румынии. Добыча нефти за счет применения внутри­пластового горения в США превышает 600 тыс. т/год, а в Румы­нии - 430 тыс. т/год.

В табл. 1 приведены геолого-физические параметры промыс­ловых объектов, на которых осуществлялись испытания влажного горения.

Таблица 1

studfiles.net

Способ термической добычи нефти

 

Изобретение относится к термическим методам повышения нефтеотдачи нефтеносных пластов с сопутствующими выше- или нижележащими угольными пластами. Нефтеносный и угольный пласты вскрывают вертикальными и наклонно-горизонтальными скважинами. Разжигают угольный пласт и подают горячий газообразный теплоноситель, полученный в теплогенераторе на угольном пласте, в нефтеносный пласт без извлечения на дневную поверхность. В подземном теплогенераторе поддерживают давление, превышающее суммарное гидравлическое сопротивление скважин и нефтеносного пласта. Продуктивные скважины эксплуатируют в циклическом режиме. 2 з. п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к термическим методам повышения нефтеотдачи.

Известен термический метод повышения нефтеотдачи пластов путем прогрева их паром, нагнетаемым через скважины, при этом снижается вязкость нефти и увеличивается нефтеприток к добычным скважинам [1] Однако коэффициент полезного действия этого способа невелик из-за высоких теплопотерь в скважинах, в кровле и почве нефтеносного пласта. Известен также способ термической добычи нефти, включающий вскрытие нефтеносного пласта вертикальными, наклонными и горизонтальными скважинами, сбойку этих скважин между собой, нагнетание в пласт горячего газообразного или пароводяного теплоносителя от внутрипластового очага горения и последующее извлечение протекающей к скважинам нефти [2] Недостаток этого способа в трудности создания стабильного очага горения непосредственно в нефтяном пласте при высоком гидравлическом сопротивлении пласта, в непостоянстве параметров очага горения по мере его развития и зависимости этих параметров от соотношения легких и тяжелых фракций нефти в пласте. Кроме того, подача окислителя непосредственно в нефтяной пласт может привести к завершающей стадии процесса к его прорыву к добычным скважинам и к возгоранию добываемой нефти. Наиболее близким к предлагаемому способу является способ термической добычи нефти, включающий вскрытие нефтеносного и вышерасположенного газонасыщенного пластов скважинами, создание в газонасыщенном пласте очага горения и, наконец, нагнетание горячего теплоносителя в нефтеносный пласт с последующим извлечением разжиженной нефти [3] Однако этот известный способ не охватывает вариант геологической формации, когда нефтеносному пласту соседствует угольный пласт. Целью изобретения является снижение энергетических затрат на производство теплоносителя и интенсификация термической добычи нефти, когда выше (ниже) нефтеносного пласта расположен угольный пласт. Для достижения поставленной цели в известном способе термической добычи нефти, включающей вскрытие нефтеносного и выше или ниже расположенного с ним продуктивного пластов нагнетательными, газоотводящими и эксплуатационными скважинами, создание в последнем очаге горения, нагнетание в нефтеносный пласт горячего агента с последующим извлечением притекающей к скважинам нефтегазовой смеси. При этом вскрытие нефтеносного и угольного пластов осуществляют вертикальными, наклонными и горизонтальными скважинами, затем соединяют их между собой, а очаг горения создают в угольном пласте, причем нагнетание в нефтеносный пласт горячего агента осуществляют по газоотводящим скважинам без извлечения его на дневную поверхность. Давление в очаге горения, созданном в угольном пласте, поддерживают на уровне не меньше суммарного гидравлического сопротивления скважин и нефтеносного пласта, а извлечение нефтегазовой смеси осуществляют через эксплуатационные скважины в циклическом режиме. Кроме того, после извлечения нефтегазовой смеси из эксплуатационных скважин отделяют газовую фазу и подают ее вместе с окислителем в очаг горения. Возможен вариант периодического нагнетания в очаг горения воды, а образующийся при этом пар подают в нефтеносный пласт. Изобретение поясняется схемой на чертеже и реализуется следующим образом. По данным геологической разведки, устанавливается наличие угольных пластов над или под нефтеносным пластом. Один или несколько из этих пластов с наибольшей мощностью намечаются для создания теплогенератора. Затем угольный и нефтеносный пласты вскрывают системой скважин 1, 2, 3, которые могут быть вертикальными, наклонными, наклонно-горизонтальными или вертикально-горизонтальными. Добычную скважину 1, бурят на нефтеносный пласт и обсаживают сплошной колонной только до нефтеносного пласта. Горизонтальную часть скважины 5 не обсаживают или обсаживают перфорированными трубами. Дутьевую скважину 2 бурят до подошвы угольного пласта, а газоотводящую скважину 3 до подошвы нефтеносного пласта, причем обсадными трубами оборудуют только часть скважины 3 до угольного пласта. В нижней части обсадной колонны скважины 3 с перфорацией в интервале угольного пласта располагают временный пакер 4, изолирующий часть скважину между угольным и нефтеносным пластом. Пакер 4 может быть изготовлен из металла и использоваться многократно или представлять собой цементную пробку, разбуриваемую при ликвидации пакера. После сооружения скважин в угольном пласте создают внутрипластовый очаг горения по прямоточной или противоточной схеме. По противоточной схеме розжиг угольного пласта производят в скважине 3, куда подают дутье, а отвод газа временно производят из скважины 2. Затем при создании устойчивого очага горения, производят реверс дутья, нагнетая его в скважину 2 и производя отбор газа из скважины 3. При повышении температуры отбираемого газа до 150-200оС ликвидируют пакер 4 и закрывают оголовок скважины 3. Горячий газ, состоящий в основном из азота, углекислоты и паров воды с примесью окиси углерода и водорода, направляются по необсаженной части скважины 3 в нефтеносный пласт, прогревая горизонтальную часть скважины 1. Из-за большой поверхности горизонтальной части скважины 1 интенсивность прогрева нефтяного пласта существенно выше, чем при традиционных методах воздействия. Вязкость нефти в коллекторе нефтяного пласта снижается и она подтекает с скважиной 1, где легкие фракции испаряются, а далее тяжелые фракции в жидком виде под напором газов движутся в сторону добычной скважины 1. При достаточном расходе дутья вся трасса 2-5-3-6-1 будет быстро прогрета и продукционная газожидкостная смесь не будет создавать значительных гидравлических сопротивлений. На поверхности смесь охлаждают, жидкий конденсат собирают, а газовую фазу в полном объеме или частично добавляют к дутью, что улучшает тепловой баланс теплогенератора. Периодически оголовок добычной скважины 1 закрывают, продолжая нагнетание дутья в скважину 2. Горячий теплоноситель под действием избыточного давления фильтруется вглубь нефтеносного пласта, интенсифицируя его прогрев. Затем скважину 1 открывают, снижая давление в системе и стимулируя нефтеприток. Для более интенсивного прогрева нефтяного пласта или создания повышенного давления в системе при образовании жидкостных столбов в скважине 1 в скважину 2 периодически подают воду, которая в теплогенераторе 5 превращается в перегретый пар один из наиболее эффективных теплоносителей. Возможен вариант, в котором через оголовок скважины 3 подают дополнительное количество кислородсодержащего дутья, необходимого для дожигания горючих компонентов генерируемого в теплогенераторе 5 газа и возможно дожигании битуминозных отложений на стенках скважины 1 и ее горизонтальной части 6. Скважины 1, 2, 3 могут образовывать различные конфигурации для достижения максимального прогрева нефтеносного пласта. Использование изобретения позволит значительно снизить энергозатраты при добыче нефти и повысить коэффициент извлечения нефти из пласта.

Формула изобретения

1. СПОСОБ ТЕРМИЧЕСКОЙ ДОБЫЧИ НЕФТИ, включающий вскрытие нефтеносного и выше- или нижерасположенного с ним продуктивного пластов нагнетательными, газоотводящими и эксплуатационными скважинами, создание в последнем очага горения, нагнетание в нефтеносный пласт горячего агента с последующим извлечением притекающей к скважинам нефтегазовой смеси, отличающийся тем, что при наличии выше- или нижерасположенного с нефтеносным пластом угольного пласта вскрытие их осуществляют вертикальными, наклонными и горизонтальными скважинами, затем производят сбойку их между собой, а очаг горения создают в угольном пласте, причем нагнетание в нефтеносный пласт горячего агента осуществляют по газоотводящим скважинам без извлечения его на дневную поверхность, а давление в очаге горения поддерживают на уровне не меньше суммарного гидравлического сопротивления скважин и нефтеносного пласта, при этом извлечение нефтегазовой смеси осуществляют через эксплуатационные скважины в циклическом режиме. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что после извлечения нефтегазовой смеси из эксплуатационных скважин отделяют газовую фазу и подают ее вместе с окислителем в очаг горения. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в очаг горения периодически нагнетают воду, а образующийся при этом пар подают в нефтеносный пласт.

РИСУНКИ

Рисунок 1

www.findpatent.ru

Термический метод - добыча - нефть

Термический метод - добыча - нефть

Cтраница 1

Термический метод добычи нефти с применением внутри-пластового горения применяется для увеличения нефтеизвлече-ния на месторождениях с вязкой и высоковязкой нефтью.  [1]

Для термических методов добычи нефти преимущественно используют прямоточные парогенераторы высокого давления ( 6 0; 12 0; 16 0 МПа) производительностью 9 - 60 т / ч, работающие на жидком и газообразном топливе с незначительным давлением в газовом тракте, без дымососов.  [2]

Развитию термических методов добычи нефти во многих нефтедобывающих странах мира уделяют большое внимание. В частности, в США, Венесуэле, Канаде, Франции проводят интенсивные научно-исследовательские и промышленные работы по более полному извлечению нефти из недр указанными методами.  [3]

Потенциальные объекты для термических методов добычи нефти - многие месторождения Чечено-Ингушской АССР, такие как Малгобек-Вознесенское, Старогрозненское и другие, находящиеся в поздней стадии разработки.  [4]

Важным моментом начала промышленного освоения термических методов добычи нефти считается 1965 г., когда Государственный нефтяной комитет при Госплане СССР обратился ко всем руководителям нефтедобывающих объединений, ученым и специалистам с письмом, в котором предлагалось глубже вникнуть в суть термических и рудничных методов добычи нефти, шире проводить экспериментальные и опытно-промышленные работы непосредственно в промысловых условиях.  [5]

Этот начальный этап практической реализации термических методов добычи нефти характеризуется тем, что эксперименты большого масштаба при различных технологических вариантах ввода в пласт теплоносителя, наблюдение за процессом в неодинаковых условиях состояния скважин, а также различные приемы контроля дали материал для дальнейшего развития тепловых методов разработки нефтяных месторождений.  [6]

В результате анализа основных тенденций развития термических методов добычи нефти в нашей стране и за рубежом были сформулированы главные научно-технические проблемы, с решением которых связано будущее термических методов добычи углеводородного сырья. По результатам этого анализа была составлена программа развития термических методов, в соответствии с которой разработаны и серийно выпущены парогенераторы и оборудование для внутрипластового горения. На этой основе разрабатывают и создают более совершенные и технологичные технические средства для нагнетания в пласты рабочих агентов.  [7]

Увеличение парка специализированного нефтепромыслового оборудования для термических методов добычи нефти увеличивает требования к надежности и конструктивному исполнению этого оборудования.  [8]

Одиннадцатая пятилетка явилась новым этапом развития термических методов добычи нефти, характеризующимся тем, что в этот период в ряде районов был осуществлен переход от опытно-промышленных работ к промышленной разработке месторождений термическими методами.  [9]

Важный критерий, влияющий на технико-экономические показатели термических методов добычи нефти, - максимальное использование тепловой эффективности процесса.  [10]

По геолого-физическим характеристикам большинство месторождений пригодны для термических методов добычи нефти. При этом следует, учитывать, что залежи нефти высоковязкие и залегают на небольших глубинах. Основные запасы высоковязких нефтей - первоочередные объекты разработки тепловыми методами - сосредоточены на месторождениях Оха, Катангли, Уигле-куты, Восточное Эхаби, Западное Сабо.  [11]

Об успехах кубанских нефтяников по промышленному освоению термических методов добычи нефти неоднократно сообщалось в центральной печати.  [12]

Учитывая положительные результаты, полученные на этом участке, масштабы термических методов добычи нефти с применением внутрипластового горения были расширены. Осуществлен розжиг пласта на втором участке с центральной зажигательной скв. Так как был вскрыт битумный пласт, в начальной стадии внутрипластового горения из скважин добывали воду, а по мере накопления тепла и охвата пласта тепловым воздействием нефть.  [13]

Как показала практика, на первый план отчетливо выступает тенденция применения термических методов добычи нефти.  [14]

Все многообразие использования геолого-геофизических факторов, которые могут значительно повлиять на эффективность термических методов добычи нефти, перечислить трудно. Здесь важно то обстоятельство, что опыт исследований по изучению влияния этих факторов на технологическую эффективность термических методов на месторождении Зыбза и полученные результаты используют при тепловых методах разработки на других месторождениях.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Способ термической добычи нефти

 

Изобретение относится к термическим методам отработки нефтеносной залежи с использованием угольных пластов, залегающих выше или ниже нефтеносного пласта. Обеспечивает повышение эффективности отработки угленефтеносной залежи за счет снижения тепловых потерь при подаче теплоносителя в нефтеносный пласт. Сущность изобретения: по способу вскрывают нефтеносный и выше- или нижележащий угольный пласт дутьевыми, газоотводящими и эксплуатационными скважинами. Газоотводящие скважины обсаживают колоннами с перфорацией. Осуществляют сбойку скважин между собой. В угольном пласте создают газогенератор. Через газоотводящие скважины нагнетают в нефтеносный пласт теплоноситель и извлекают нефтегазовую смесь. При этом нижний участок газоотводящих скважин от кровли вышележащего угольного или нефтеносного пласта бурят и обсаживают трубами меньшего диаметра, чем верхний участок. Ввод теплоносителя в нефтеносный пласт производят в нижней части этого пласта. Перфорацию производят в обсадной колонне нижнего участка газоотводящей скважины на всю мощность угольного или нефтеносного пласта и ниже на величину возможного термического удлинения обсадной колонны. 3 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к термическим методам отработки угленефтеносной залежи с использованием угольных пластов, залегающих выше или ниже нефтеносного пласта.

Известен способ термической добычи нефти [1], включающий вскрытие нефтеносного и вышерасположенного газонасыщенного пластов скважинами, создание в газонасыщенном пласте очага горения и нагнетание горячего теплоносителя в нефтеносный пласт с последующим извлечением разжиженной нефти. Однако этот способ не может быть применен в тех случаях, когда над или под нефтеносными пластами залегают угольные пласты. Наиболее близким к изобретению является способ термической добычи нефти [2] , включающий вскрытие нефтеносного и выше- или нижележащего угольного пластов дутьевыми, газоотводящими и эксплуатационными скважинами, обсадку газоотводящих скважин обсадными колоннами с перфорацией, сборку скважин между собой, создание в угольном пласте газогенератора, нагнетание в нефтеносный пласт через газоотводящие скважины теплоносителя и извлечение нефтегазовой смеси. Недостатком этого способа является возможность больших тепловых потерь при прорыве теплоносителя в кровлю нефтеносного или другого пласта по длине необсаженной скважины и нарушения (например, завала) ствола необсаженной газоотводящей скважины из-за ползучести или разрушения пород на больших глубинах (1000 - 2000 м). Задачей изобретения является повышение эффективности отработки угленефтеносной залежи за счет снижения тепловых потерь при подаче теплоносителя в нефтеносный пласт и обеспечения сохранности газоотводящих скважин. Для решения этой задачи в способе термической добычи нефти, включающем вскрытие нефтеносного и выше- или нижележащего угольного пластов дутьевыми, газоотводящими и эксплуатационными скважинами, обсадку газоотводящих скважин обсадными колоннами с перфорацией, сборку скважин между собой, создание в угольном пласте газогенератора, нагнетание в нефтеносный пласт через газоотводящие скважины теплоносителя и извлечение нефтегазовой смеси, нижний участок газоотводящих скважин от кровли вышележащего угольного или нефтеносного пласта бурят и обсаживают колонной труб меньшего диаметра, чем верхний участок, а ввод теплоносителя в нефтеносный пласт производят в нижней части этого пласта, при этом перфорацию производят в обсадной колонне нижнего участка газоотводящей скважины на всю мощность угольного или нефтеносного пласта и ниже на величину возможного термического удлинения обсадной колонны. При расположении угольного пласта над нефтеносным обсадную колонну нижнего участка газоотводящей скважины доводят по меньшей мере до половины мощности нефтеносного пласта. При расположении угольного пласта под нефтеносным обсадную колонну верхнего участка газоотводящей скважины доводят по меньшей мере до половины мощности нефтеносного пласта. При залегании угольного пласта ниже нефтеносного канал газификации создают бурением наклонно-горизонтальной скважины по угольному пласту. На фиг. 1 представлена схема реализации предлагаемого способа при расположении угольного пласта выше нефтеносного; на фиг. 2 - то же при расположении угольного пласта ниже нефтеносного. Угольный 1 и нефтеносный 2 пласты вскрывают системой скважин 3 (дутьевая), 4 (газоотводящая) и 5 (эксплуатационная). Если угольный пласт залегает выше нефтеносного, то вертикальную дутьевую скважину 3 бурят с обсадкой до почвы угольного пласта 1, а газоотводящую скважину 4 сначала бурят до кровли угольного пласта 1, обсаживают и цементируют затрубное пространство, а затем добуривают меньшим диаметром с входом в нефтеносный пласт, например, на 2/3 мощности от его кровли и обсаживают колонной труб 6, диаметр которых меньше диаметра обсадной колонны верхнего участка скважины 4. Верхняя часть колонны 6 в пределах мощности угольного пласта и ниже на величину возможного термического удлинения обсадной колонны снабжена перфорацией 7. В обсадной колонне 6 ниже почвы пласта 1 располагают временный термостойкий пакер 8 (или цементную пробку) для изоляции участка скважины между угольным и нефтеносным пластами. После этого через скважину 3 производят розжиг угольного пласта 1. Затем в скважину 3 подают дутье с отбором газа из скважины 4 для проработки канала 9 газификации и повышения температуры газа. После этого ликвидируют пакер 8 и закрывают оголовок скважины 4. Газ с большим содержанием углекислоты и паров воды с температурой 800 - 1000oC закачивают в нефтеносный пласт 2, прогревая горизонтальную часть 10 скважины 5 с целью увеличения нефтеотдачи. Обсадка скважины 4 до нижней части нефтеносного пласта (не менее чем наполовину его мощности) необходима для предотвращения прорыва теплоносителя в породы кровли этого пласта по трассе скважины, а также для сохранения ствола скважины, так как на глубинах 1000 - 2000 м (на которых обычно залегают такие пласты) необсаженный ствол скважины может быть перекрыт или разрушен из-за ползучести или разрушения слабых слоев пород под действием горного давления. Обсадка нижнего участка скважины 4 трубами меньшего диаметра обеспечивает свободное удлинение обсадной колонны под действием высоких температур. При залегании угольного пласта 1 ниже нефтеносного 2 (например, в Камском бассейне - сочетание куполов и прогибов толщи) газоотводящую скважину 4 бурят на глубину 2/3 (но не менее половины) от мощности нефтеносного пласта 2, обсаживают и цементируют затрубное пространство. Затем скважину 4 добуривают меньшим диаметром и обсаживают колонной труб 6 (также меньшего диаметра) до глубины 2/3 от мощности угольного пласта 1. Обсадная колоннa 6 должна вxoдить в верхнюю обсадную колонну с учетом возможности ее осадки при выгорании угольного пласта (в данном случае на величину более 1/3 мощности угольного пласта 1). Перфорацию колоны 6 выполняют на всю мощность нефтеносного пласта 2 и ниже его на величину расчетного удлинения обсадной колоны под действием высоких температур. Канал газификации угольного пласта создают бурением наклонно-горизонтальной скважины 11 по угольному пласту, что обеспечивает эффективную сбойку скважины 3 и 4 на большой глубине, где угольные пласты могут иметь низкую проницаемость и соединение их воздушной сбойкой затруднительно. После проработки канала газификации закрывают головку скважины 4 и горячий газ под давлением подают в нефтеносный пласт 2 через перфорацию 7 в колонне 6. В этом случае не требуется перекрытия скважины 4 временным пакером 8. Источники информации 1. Термические способы добычи нефти. М., ЦНИИПИ, 1965, с. 30. 2. Патент РФ N 2057917, E 21 B 43/243, 1996.

Формула изобретения

1. Способ термической добычи нефти, включающий вскрытие нефтеносного и выше- или нижележащего угольного пластов дутьевыми, газоотводящими и эксплуатационными скважинами, обсадку газоотводящих скважин обсадными колоннами с перфорацией, сбойку скважин между собой, создание в угольном пласте газогенератора, нагнетание в нефтеносный пласт через газоотводящие скважины теплоносителя и извлечение нефтегазовой смеси, отличающийся тем, что нижний участок газоотводящих скважин от кровли вышележащего угольного или нефтеносного пласта бурят и обсаживают трубами меньшего диаметра, чем верхний участок, а ввод теплоносителя в нефтеносный пласт производят в нижней части этого пласта, при этом перфорацию производят в обсадной колонне нижнего участка газоотводящей скважины на всю мощность угольного или нефтеносного пласта и ниже на величину возможного термического удлинения обсадной колонны. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при расположении угольного пласта над нефтеносным обсадную колонну нижнего участка газоотводящей скважины доводят по меньшей мере до половины мощности нефтеносного пласта. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что при расположении угольного пласта под нефтеносным обсадную колонну верхнего участка газоотводящей скважины доводят по меньшей мере до половины мощности нефтеносного пласта. 4. Способ по п.3, отличающийся тем, что при залегании угольного пласта ниже нефтеносного канал газификации создают бурением наклонно-горизонтальной скважины по угольному пласту.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2

Похожие патенты:

Изобретение относится к способам разработки нефтяных месторождений

Изобретение относится к способам разработки нефтяных месторождений и переработки сырой нефти, и конструкциям устройств для его осуществления, и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке залежи высоковязкой нефти

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к добыче тяжелой нефти и битумов скважинным методом

Изобретение относится к горной промышленности и предназначено для использования при совместной добыче полезного ископаемого из соляных рудников, а из подстилающих рудники пород - жидких полезных ископаемых

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам термохимического воздействия на призабойную зону пласта, и может быть использовано для улучшения проницаемости и восстановления продуктивного пласта при добыче нефти, газа и газового конденсата

Изобретение относится к добыче нефти и предназначено для интенсификации добычи нефти путем улучшения фильтрационных характеристик прискважинной зоны пласта и испытания пластов

Изобретение относится к нагревателям электродным, применяемым при добыче высоковязских парафинистых нефтей

Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано при добыче тяжелых высоковязких нефтей и битумов

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений

Изобретение относится к вторичным способам добычи высоковязкой нефти, в частности к способам теплового воздействия на пласт

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, в частности к способам теплового воздействия на трещиноватый пласт, содержащий высоковязкую нефть

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны скважины и подземного оборудования для удаления асфальтосмолистых и парафиногидратных отложений

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для повышения нефтеотдачи пласта

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке месторождений высокопарафинистой высоковязкой застывающей нефти

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, в частности к способам добычи углеводородсодержащего сырья - нефти, и может быть использовано в нефтяной промышленности при разработке месторождений с высоковязкими нефтями

Изобретение относится к способам разработки залежей тяжелых нефтей и природных битумов термическими методами с использованием пара, нефтяных растворителей и различных добавок

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к методам термохимической интенсификации притока углеводородов из продуктивного пласта при добыче нефти, газа и газового конденсата

Изобретение относится к термическим методам отработки нефтеносной залежи с использованием угольных пластов, залегающих выше или ниже нефтеносного пласта

www.findpatent.ru


Смотрите также