Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Термический способ добычи нефти


Способ термической добычи нефти | Банк патентов

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.

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ПАТЕНТУ

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.

bankpatentov.ru

Способ термической добычи нефти | Банк патентов

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 информации1. 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.

MM4A Досрочное прекращение действия патента Российской Федерации на изобретение из-за неуплаты в установленный срок пошлины за поддержание патента в силе

Дата прекращения действия патента: 30.10.2002

Номер и год публикации бюллетеня: 10-2004

Извещение опубликовано: 10.04.2004        

bankpatentov.ru

Способ термической добычи нефти | Банк патентов

Изобретение относится к термическим способам разработки нефтяных месторождений.

Известен способ разработки водонефтяного пласта с подошвенной водой (патент РФ №2146760, Е 21 В 43/22, 2000.03.20). Способ включает закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, обработку пласта путем закачки суспензии твердого материала в жидкости-носителе и серной кислоты, вступающей в реакцию с суспензией твердого материала, согласно изобретению закачку вытесняющего агента производят рассредоточено по залежи в водонефтяную зону, а обработку пласта производят в добывающей скважине с повышенным значением нефтенасыщенности, при этом в качестве суспензии твердого материала используют порошок металла, образующего при взаимодействии с кислотой коагулянт, газ и выделяющего тепло. Недостатком данного способа является низкая эффективность воздействия на нефтеносный пласт, вызванная относительно низкой температурой реакции.

Известен способ термического воздействия на нефтегазовую залежь (а.с. СССР №1558090, E 21 B 43/24, 1997.10.27). В верхней части залежи в области естественной или искусственной газовой шапки бурят одну или несколько нагнетательных скважин, в нижней части залежи - эксплуатационные скважины. В нагнетательные скважины закачивают дегазированную нефть. Затем в те же скважины закачивают воздух и инициируют очаг горения известными способами. Закачка дегазированной нефти позволяет исключить непосредственный контакт в скважине пластовых углеводородных газов и воздуха. Недостатком данного способа является его сложность, связанная с необходимостью непрерывного нагнетания окислительного агента для поддержания очага горения.

Известен способ термической добычи нефти, принятый за прототип (патент РФ №2054531, E 21 B 43/24, 1996.02.20). Способ включает бурение вертикальных и вертикально-горизонтальных скважин, сбойку скважин гидроразрывом, розжиг нефтеносного пласта, управление противоточным перемещением очага горения по горизонтальному буровому каналу с контролем его перемещения по изменению гидравлического сопротивления канала. Недостатком данного способа является его невысокая эффективность, связанная с необходимостью непрерывного нагнетания окислительного агента для поддержания очага горения.

Техническим результатом изобретения является повышение эффективности за счет исключения необходимости непрерывного нагнетания окислительного агента для поддержания очага горения.

Технический результат достигается тем, что в способе термической добычи нефти, включающем бурение вертикальных скважин в нефтеносный пласт, закачку воды и добычу нефти, розжиг нефтеносного пласта и добычу остаточной нефти, согласно изобретению перед розжигом в нефтеносный пласт подают по нагнетательным скважинам смесь 55%-й азотной кислоты с добавленным в нее дизельным топливом в следующем их соотношении, мас.%:

Азотная кислота 83,1-95
Дизельное топливо 5-16,9

после чего осуществляют розжиг нефтеносного пласта и вытесняют с помощью воды остаточную нефть.

Применение предлагаемого способа по сравнению с прототипом позволяет повысить его эффективность за счет исключения необходимости непрерывного нагнетания окислительного агента для поддержания очага горения.

Способ термической добычи нефти осуществляют следующим образом. Бурят по заданной схеме вертикальные эксплуатационные и нагнетательные скважины в нефтеносный пласт. По нагнетательным скважинам подают воду, а по эксплуатационным вытесняют с ее помощью нефть. При высокой степени обводненности нефти перед розжигом в нагнетательные скважины подают смесь 55%-й азотной кислоты с добавленным в нее дизельным топливом в следующем их соотношении, мас.%: азотная кислота 83,1-95; дизельное топливо 5-16,9. После этого осуществляют розжиг нефтеносного пласта и вытесняют с помощью воды остаточную нефть. Розжиг нефтеносного пласта может быть осуществлен с помощью, например, электрических нагревателей, пироморфных материалов или угольными пакетами. Смесь 55%-й азотной кислоты и дизельного топлива, закачанная в нефтеносный пласт и подожженная, вызывает термическое воздействие на пласт с частичным выгоранием остаточной нефти, приводящее к повышению подвижности остаточной нефти, вытесняемой по эксплуатационным скважинам. Горение самопроизвольно завершается после выгорания одного из ингредиентов, либо 55%-й азотной кислоты, либо дизельного топлива. Азотная кислота (ГОСТ 701-89) - негорючая пожароопасная жидкость, сильный окислитель. Дизельное топливо (ГОСТ 305-82) - горючая жидкость. Кинематическая вязкость при 20°С: 3,0-6,0 мм 2/с (для летней марки). Температура застывания - до - 35°С.

Соотношение азотной кислоты и дизельного топлива принято исходя из данных таблицы.

Таблица.
55%-я азотная кислота, мас.%82,5 83,19094,5 9595,5
Дизельное топливо, мас.%17,5 16,9105,5 54,5
Теплота, выделяющаяся при горении, кКал/кг1580 1460980 415303154

55%-я азотная кислота используется как кислородсодержащее вещество для исключения необходимости непрерывного нагнетания окислительного агента для поддержания очага горения. Нижний предел содержания 55%-й азотной кислоты (83,1%) принят из условия поддержания устойчивого горения. Верхний предел содержания 55%-й азотной кислоты (95%) принят из условия наиболее полного выгорания реагентов. Нижний предел (5%) концентрации дизельного топлива принят из условия поддержания горения смеси (при 5%-й концентрации дизельного топлива горение неустойчиво, но за счет взаимодействия смеси с остаточной нефтью горение будет устойчивым). Верхний предел (16,9%) концентрации перекиси водорода был принят из-за высокой стоимости реагентов и соизмеримости затрат на добычу нефти с ее стоимостью.

Применение предлагаемого способа термической добычи нефти обеспечивает следующие преимущества:

- повышение эффективности способа за счет исключения необходимости непрерывного нагнетания окислительного агента для поддержания очага горения;

- повышение подвижности остаточной нефти за счет снижения ее вязкости;

- снижение затрат на добычу остаточной нефти.

bankpatentov.ru

способ термической добычи "сланцевой нефти" - патент РФ 2513376

Изобретение относится к методам скважинной геотехнологии разработки залежей горючих сланцев с высоким выходом жидких углеводородов («сланцевой нефти»). Способ заключается в бурении на залежь горючих сланцев наклонно-направленных и вертикальных скважин, создании в них воспламененной зоны, сжигании части углеводородного сырья, прогреве залежи продуктами горения и отгонке сланцевого керогена в виде продуктов термической обработки горючих сланцев. При этом бурят серию непересекающихся наклонных скважин, направленных по сланцевой залежи, на дальний торец которых бурят розжиговые вертикально-направленные скважины, разжигают в них на забое горючий сланец и создают гидравлически связанные модули «наклонно-направленная и вертикально-направленная скважины». Буровые каналы по сланцу термически прорабатывают путем противоточного перемещения очага горения от розжиговой вертикально-направленной скважины к обсадке наклонно-направленной скважины и создают этим канал повышенной дренирующей способности. Головки вертикально-направленных и наклонно-направленных скважин размещают компактно на земной поверхности. Технический результат заключается в максимальном извлечении жидких фракций из горючих сланцев. 5 з.п. ф-лы, 2 ил.

Рисунки к патенту РФ 2513376

Изобретение относится к области топливодобывающей промышленности, а именно к проблеме вовлечения в ТЭБ запасов горючих сланцев, содержание органических веществ (керогена) в которых достигает 50%, а выход летучих веществ из него необычно высок - до 80-85%.

Известна технология термической переработки сланца в различных наземных аппаратах [«Термическая переработка сланца-кукерсита», под редакцией М.Я. Губергрица, изд. «Валгус», Таллин, 1966 г., с.355; B.C. Файнберг «Исследование и переработка горючих сланцев за рубежом», ЦНИИТЭнефтехим, М., 1967 г., с.93].

Особенностью этой технологии является шахтная добыча сланца и негативные экологические последствия его термической переработки в наземных аппаратах.

Известно техническое решение подземной термической разработки тяжелой нефти и битумов [RU 2054531, 1996; Е.В. Крейнин «Подземная газификация углей», М., 2010 г., сс.383-385], в котором предлагается подземная разработка трудноизвлекаемых углеводородных источников с помощью системы горизонтальных скважин. Эта технология не учитывает особенностей сланцевых месторождений и их разработки.

Известно также наиболее близкое техническое решение по подземной огневой переработке эстонских горючих сланцев в их естественном залегании с производством (отгонкой) керогена и его продуктов [Р.Н.Питии, А.Э. Спириус, И.А. Фарберов «Первый опыт бесшахтной подземной переработки горючих сланцев». Труды ИГИ, т.VII, М., 1957, сс. 44-60]. Однако оно имеет ряд существенных недостатков: глубина залегания сланца - 10 м; технология основана на чрезмерно большом количестве вертикальных скважин; скважины находятся в зоне сдвижения покрывающей толщи; большие капитальные затраты.

Для масштабной промышленной технологии нужны новые технические решения подземной термической переработки глубоко залегающих сланцев. Главным ее результатом должно быть максимальное извлечение органического вещества (керогена) горючих сланцев, которое можно условно считать «сланцевой нефтью».

Задачей данного изобретения является создание промышленной технологии подземной термической переработки горючих сланцев, отличающейся при этом максимальным выходом жидких фракций.

Поставленная задача решается и технический результат достигается тем, что в известном способе термической переработки горючих сланцев, заключающемся в бурении на залежь горючих сланцев различных скважин, создании в них воспламененной зоны углеводородного сырья, сжигании части его, прогреве залежи продуктами горения и отгонки керогена в виде продуктов термической обработки горючих сланцев, бурят серию непересекающихся наклонных скважин, направленных по сланцевой залежи, на дальний торец которых бурят розжиговые вертикально-направленные скважины и разжигают в них на забое горючий сланец, создают гидравлически связанные модули, «наклонно-направленная и вертикально-направленная скважины», буровые каналы по сланцу термически прорабатывают путем противоточного перемещения очага горения от розжиговой вертикально-направленной скважины к обсадке наклонно-направленной скважины и создают этим канал повышенной дренирующей способности, при этом разбуривание сланцевой залежи осуществляют так, чтобы головки вертикально-направленных и наклонно-направленных скважин размещались компактно на земной поверхности; вертикально-направленные скважины оборудуют системой охлаждения парогазовой смеси на их забое, а наклонно-направленные скважины подводами для нагнетания в них воздуха; термически проработанные модули «наклонно-направленная и вертикально-направленная скважины» оборудуют в качестве нагнетательных и добычных, при этом в нагнетательные модули нагнетают воздух, который вместе с продуктами горения фильтруется по сланцевой залежи, а отогнанную парогазовую смесь извлекают из соседних добычных модулей; предварительно определяют запасы керогена между нагнетательным и добычным модулями, завершают нагнетательно-фильтрационную стадию после истощения заранее зафиксированных запасов керогена; извлекаемую парогазовую смесь разделяют в поверхностном химическом комплексе на газовую и жидкую фракции; соотношение между жидкой и газовой фракциями, а также качественным их составом регулируют путем изменения расхода воздуха в нагнетательный модуль в зависимости от степени отработки запасов сланца между буровыми каналами добычных и нагнетательных модулей.

Сопоставительный анализ заявленного технического решения с аналогами и прототипом показывает, что предлагаемый способ в предложенной совокупности существенных признаков не известен из уровня техники и отвечает критерию «новизна».

При этом конкретные технические решения обеспечивают реальное воплощение подземной термической переработки сланцев на глубоких горизонтах с максимальным выходом жидких фракций, что придает заявляемому техническому решению "существенный технический результат".

На фиг.1 показан поперечный разрез по одному модулю генератора. На фиг.2 схематически (в плоскости пласта сланца) показан подземный генератор «сланцевой нефти».

Рассмотрим основные этапы реализации предлагаемого способа термической добычи «сланцевой нефти», начиная с описания отдельного модуля на фиг.1.

На пласт горючего сланца 1 бурят наклонно-направленную 2 и вертикально-направленную 3 скважины. При этом скважину 3 обсаживают и цементируют на всю длину до входа в пласт сланца 1. Наклонно-направленную скважину 2 обсаживают и цементируют до входа в пласт сланца 1, а горизонтальную сланцевую ее часть 4 не обсаживают

В случае наличия в пласте 1 песчанных пропластков в сланцевый буровой канал 4 может быть опущен хвостовик 5 из легкоплавкого металла.

На фиг.2 представлен промышленный подземный генератор, состоящий из семи описанных выше отдельных модулей. Количество модулей в промышленном генераторе может быть различным.

Технологическая последовательность подготовки и эксплуатации каждого модуля представляется следующей.

После завершения бурения скважин 2 и 3 (путем интеллектуального навигационного бурения этих скважин предполагается соединение их в гидравлически связанную пару «наклонно-направленная и вертикально-направленная скважины») разжигают сланец на забое вертикально-направленной скважины 3. Добиваются полного ее соединения со сланцевым каналом 4, что фиксируют по равенству давлений на нагнетательной скважине 3 и закрытой скважине 2.

После этого начинают огневую проработку сланцевого канала 4, для чего нагнетают 300-500 м3/ч воздушного дутья в наклонно-направленную скважину 2, а вертикально направленную скважину 3 открывают в атмосферу. Такой гидродинамический режим обеспечит перемещение очага горения навстречу воздушному потоку со скоростью 1,0-1,5 м/ч, а следовательно, термическое расширение первоначального сланцевого бурового канала 4. Образованный расширенный буровой канал 4 будет отличаться повышенной фильтрационной поверхностью и высокой ее проницаемостью, а следовательно, и высокой дренирующей способностью. По такому же технологическому режиму обрабатывают все семь модулей, объединенных на фиг.2 в промышленный генератор.

При этом с целью облегчения эксплуатации генератора, а также сокращения земной поверхности, занятой головками скважин, последние размещают (на стадии забуривания) компактно, как показано на фиг.2. Наклонно-направленные и вертикально-направленные скважины объединены в отдельные зоны (соответственно 6 и 7). Такая компактность имеет принципиально большое экономическое, социальное и экологическое значение.

Предварительно термически обработанные модули «наклонно-направленная и вертикально-направленная скважины» объединяют в две группы: нагнетательные 8 и добычные 9 модули. В первые из них (8) нагнетают воздушное дутье, которое реагирует с воспламененной сланцевой поверхностью, а образовавшиеся продукты горения (в основном CO 2, Н2О и Nz2) продавливаются через массив сланцевой залежи между соседними модулями 8 и 9. Продукты горения, имеющие первоначальную температуру 1000-1200°С, фильтруясь через пласт сланца, нагревают его и отгоняют сланцевый кероген («сланцевую нефть») в добычные модули 9. В соответствии со своим назначением группа нагнетательных модулей 8 оборудуется воздушными компрессорами, а группа добычных модулей 9 - системой охлаждения парогазовой смеси и передачи в химический комплекс для разделения ее на отдельные фракции.

В процессе нагнетательно-фильтрационного воздействия на сланцевую залежь неизбежно изменение состава парогазовой смеси. Можно ожидать постепенное снижение выхода жидких фракций («сланцевой нефти») и возрастание выхода газовой фракции. Заранее определяют запасы керогена в сланцевой залежи между нагнетательным и добычным модулями и после его исчерпания прекращают нагнетательно-фильтрационную стадию технологического процесса.

С целью оптимизации технологического режима по извлечению сланцевого керогена и составу парогазовой смеси планируется проведение специальных экспериментов по влиянию расхода нагнетаемого воздуха на различных стадиях отработки запасов сланца между нагнетательным и добычным модулями. В соответствии с этим изменяют режим нагнетания воздуха.

Учитывая колоссальные ресурсы горючих сланцев в России и многих странах мира (Китай, Израиль и др.), заявляемое техническое решение бесспорно найдет практическое воплощение для разработки глубокозалегающих их запасов.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Способ термической добычи «сланцевой нефти», заключающийся в бурении на залежь горючих сланцев наклонно-направленных и вертикальных скважин, создании в них воспламененной зоны углеводородного сырья, сжигании части его, прогреве залежи продуктами горения и отгонке керогена в виде продуктов термической обработки горючих сланцев, отличающийся тем, что бурят серию непересекающихся наклонных скважин, направленных по сланцевой залежи, на дальний торец которых бурят розжиговые вертикально-направленные скважины и разжигают в них на забое горючий сланец, создают гидравлически связанные модули «наклонно-направленная и вертикально-направленная скважины», буровые каналы по сланцу термически прорабатывают путем противоточного перемещения очага горения от розжиговой вертикально-направленной скважины к обсадке наклонно-направленной скважины и создают этим канал повышенной дренирующей способности, при этом разбуривание сланцевой залежи осуществляют так, чтобы головки вертикально-направленных и наклонно-направленных скважин размещались компактно на земной поверхности.

2. Способ термической добычи «сланцевой нефти» по п.1, отличающийся тем, что вертикально-направленные скважины оборудуют системой охлаждения парогазовой смеси на их забое, а наклонно-направленные скважины - подводами для нагнетания в них воздуха.

3. Способ термической добычи «сланцевой нефти» по пп.1 или 2, отличающийся тем, что термически проработанные модули «наклонно-направленная и вертикально-направленная скважины» оборудуют в качестве нагнетательных и добычных, при этом в нагнетательные модули нагнетают воздух, который вместе с продуктами горения фильтруется по сланцевой залежи, а отогнанную парогазовую смесь извлекают из соседних добычных модулей.

4. Способ термической добычи «сланцевой нефти» по п.3, отличающийся тем, что предварительно определяют запасы керогена между нагнетательным и добычным модулями, завершают нагнетательно-фильтрационную стадию после истощения заранее зафиксированных запасов керогена.

5. Способ термической добычи «сланцевой нефти» по пп.1 или 2, отличающийся тем, что извлекаемую парогазовую смесь разделяют в поверхностном химическом комплексе на газовую и жидкую фракции.

6. Способ термической добычи «сланцевой нефти» по п.5, отличающийся тем, что соотношение между жидкой и газовой фракциями, а также качественным их составом регулируют путем изменения расхода воздуха в нагнетательный модуль в зависимости от степени отработки запасов сланца между буровыми каналами добычных и нагнетательных модулей.

www.freepatent.ru

Способ добычи нефти | Банк патентов

Изобретение относится к нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности и может быть использовано при добыче нефти, содержащей большое количество попутного газа. Способ добычи нефти включает подачу рабочего агента в нагнетательную скважину и отбор нефтепродуктов через добывающую скважину с последующим отделением от нефти попутного газа и его сжигание. Сжигание попутного газа осуществляют с избытком атмосферного воздуха. Продукты сгорания попутного газа охлаждают, последовательно отделяют воду и жидкий углекислый газ, оставшуюся газовую фазу сбрасывают. Для получения рабочего агента жидкий углекислый газ смешивают с водяным паром, образующимся при нагревании подготовленной воды продуктами сгорания попутного газа. Повышается технологичность, экологическая и экономическая эффективность разработки нефтяных месторождений за счет использования продуктов сгорания при сжигании попутного газа. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности и может быть использовано при добыче трудноизвлекаемых залежей нефти с утилизацией попутного газа.

При разработках месторождений высоковязкой нефти и на разрабатываемых истощенных месторождениях наиболее остро стоит проблема увеличения нефтеотдачи пласта. Другой важной проблемой для любого нефтяного месторождения является утилизация попутного нефтяного газа, добываемого с нефтью, который при рассеивании в атмосфере и при сжигании в факелах негативно влияет на экологию региона нефтедобычи.

Существуют различные способы, позволяющие повысить нефтеотдачу пласта. К наиболее часто применяемым методам увеличения нефтеотдачи (МУН) относятся тепловые методы (вытеснение нефти различными теплоносителями, например, водяным паром) и газовые методы (закачка углеводородных газов, углекислого газа, азота или других газов и газожидкостных смесей). На долю этих методов приходится 95% всех третичных МУН.

В статье «Комплекс оборудования для отработки технологии добычи природных битумов методом парогазового воздействия» (авторы Т.М. Магсумов, В.А. Фисейский, И.С. Галиев. Научно-технический журнал «Георесурсы» 3 (39) 2011) приведена схема производства парогаза и его закачки в нефтяной пласт. Согласно схеме на нефтяные пласты осуществляют тепловое парогазовое воздействие. Парогаз получают в парогазогенераторе, в первой зоне которого сжигается горючее с воздухом при стехиометрическом соотношении топлива (α=1), где α - коэффициент избытка окислителя (воздуха). Во второй зоне к продуктам сгорания добавляется вода. На выходе парогазогенератора получается парогаз с температурой 250-300°С, который подается в пласт.

К недостаткам такого способа можно отнести то, что получаемый, согласно описанному способу, массовый состав парогаза включает 50% паров воды, 12% углекислого газа (СО2) и 38% азота (N2). Азот редко применяют для закачки в пласт, так как он инертен и оказывает только упругое механическое воздействие на нефтеносные пласты, создавая газовую подушку, а также играет роль теплоносителя, если перед закачкой газа в скважину его нагревают. Азот, закаченный в пласт по мере разработки месторождения, извлекается вместе с нефтью и попутным газом, отделить от которых «балластный» азот технически сложно. Кроме того, предлагаемый в способе парогазогенератор работает при стехиометрическом соотношении топлива, поэтому температура продуктов сгорания в первой зоне составляет примерно 2000°С (2300 К). В условиях длительной работы установки трудно осуществить эффективное охлаждение теплонапряженной первой зоны парогазогенератора. Также существенным недостатком способа является использование нефтепродуктов в качестве горючего, что при наличии попутного нефтяного газа нецелесообразно.

За прототип предлагаемого способа принят патент РФ №2038467 «Способ разработки нефтяной залежи». В этом способе закачку рабочего агента осуществляют через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины, отделение от нефти и сжигание попутного газа. Сжигание попутного газа производят в искусственном окислителе, состоящем из смеси кислорода и рециркулирующих продуктов сгорания попутного газа, содержащих углекислый газ и водяной пар. Образовавшиеся продукты сгорания в виде углекислоты или карбонизированной воды закачивают в нагнетательные скважины в качестве рабочего агента.

К недостаткам описанного способа можно отнести то, что кислород для искусственного окислителя получают путем разделения воздуха на азот и кислород в воздухоразделительной установке. Существующие устройства для разделения газов, основанные на мембранном принципе, имеют высокую стоимость при изготовлении и эксплуатации. В этом способе продукты сгорания попутного газа и искусственного окислителя охлаждаются до температуры 110-130°С в газоводяном теплообменнике, в котором вода принявшая теплоту от продуктов сгорания никак не используется, а просто сбрасывается. Рабочими агентами, подаваемыми в нагнетательную скважину, являются углекислота и карбонизированная вода. Таким образом, осуществляется только физическое воздействие на пласт, то есть снижается вязкость нефти за счет растворения в ней CO2 и осуществляется вытеснение нефти из пласта за счет увеличения объема нефти. Тепловое воздействие на пласт отсутствует.

Технической задачей предлагаемого изобретения является повышение технологической, экологической и экономической эффективности разработки месторождений высоковязкой нефти, в том числе на разрабатываемых истощенных месторождениях нефти, за счет применения комплексного теплового и газового воздействия на нефтеносный пласт с одновременным снижением негативного воздействия на экологию окружающей среды.

Поставленная задача решается тем, что в способе добычи нефти, включающем подачу рабочего агента в нагнетательную скважину и отбор нефтепродуктов через добывающую скважину с последующим отделением от нефти попутного газа и его сжигание, сжигание попутного газа осуществляют с избытком атмосферного воздуха, продукты сгорания попутного газа охлаждают, последовательно отделяют воду и жидкий углекислый газ, оставшуюся газовую фазу сбрасывают. Для получения рабочего агента жидкий углекислый газ смешивают с водяным паром, образующимся при нагревании подготовленной воды продуктами сгорания попутного газа.

Одним из главных отличительных признаков предложенного способа является то, что в качестве рабочего агента в нагнетательную скважину закачивают смесь водяного пара и жидкого СО2, которая является более эффективным рабочим агентом, вытесняющим нефть. Эффект достигается за счет комплексного теплового и физического воздействия на нефтеносный пласт. Водяной пар, входящий в состав рабочего агента и обладающий большой теплоемкостью, вносит в пласт значительное количество тепловой энергии, которая расходуется на нагрев пласта и снижение относительной проницаемости, вязкости и расширение всех насыщающих нефтяной пласт агентов - нефти, воды, газа. На границе прогретой зоны, где температура равна начальной пластовой температуре, происходит вытеснение нефти водой, которая образовалась при конденсации водяного пара.

В состав рабочего агента, получаемого в описываемом способе, также входит CO2, который хорошо растворяется в нефти (в четыре-десять раз лучше, чем в воде), поэтому СО2 может переходить из водного раствора в нефть. При этом вязкость нефти уменьшается, плотность повышается, а объем значительно увеличивается. Помимо этого CO2 снижает поверхностное натяжение на границе нефть - порода. Уменьшение вязкости нефти - основной фактор, увеличивающий коэффициент вытеснения высоковязкой нефти при растворении в ней СО2. Кроме того, при растворении CO2 в воде в областях нефтяного пласта, где парогазовая смесь начинает конденсироваться, может образовываться угольная кислота Н2СО3, которая растворяет некоторые виды цемента и породы пласта, а также повышает его проницаемость.

В качестве окислителя используется обычный атмосферный воздух, являющийся дешевым, доступным и удобным окислителем. При этом не требуются дорогостоящие мембранные газоразделительные устройства, используемые в прототипе для получения искусственного окислителя. После охлаждения продуктов сгорания и отделения конденсированной воды и жидкого CO2, оставшиеся охлажденные газообразные «балластный» азот, кислород и небольшое количество азотных соединений сбрасываются. Сжигание попутного газа производится с избытком воздуха, поэтому температура продуктов сгорания в газогенераторе невысока и составляет примерно 1200°С (1500 К). Такая температура позволяет организовать более эффективное в условиях длительной работы установки охлаждение газогенератора.

Важным отличием предлагаемого способа от прототипа является более эффективное использование тепловой энергии. Это достигается за счет того, что продукты сгорания попутного газа и воздуха охлаждаются в теплообменнике подготовленной водой, при этом на выходе из теплообменника получается водяной пар, используемый далее в качестве теплоносителя, обладающего высокой теплоемкостью, который подается в нефтяной пласт. В прототипе охладитель просто сбрасывается.

На фигуре приведен пример схемы установки для осуществления заявляемого способа. Установка включает в себя газогенератор (горелку) 1, компрессоры 2 (для подачи попутного газа) и 3 (для подачи атмосферного воздуха), теплообменник 4, теплообменник - конденсатор 5, холодильник 6, насос 7, смеситель 8, блок водоподготовки 9, водяной насос 10.

Способ добычи нефти осуществляют следующим образом.

Попутный газ, извлеченный вместе с нефтью через добывающую скважину, отделяется от нефтепродуктов, поступает в компрессор 2, где компримируется и подается в газогенератор 1. Также в газогенератор подается избыточный воздух, отобранный из атмосферы и компримированный в компрессоре 3. В газогенераторе происходит сжигание попутного газа с воздухом при коэффициенте избытка окислителя (атмосферного воздуха) α≈2. При таком соотношении компонентов топлива температура продуктов сгорания составляет примерно 1200°С (1500 К). Продукты сгорания из газогенератора 1 поступают сначала в теплообменник 4, где охлаждаются до температуры 150-200°С, затем подаются в теплообменник-конденсатор 5, в котором конденсируется и отделяется вода. Как вариант, конденсированную воду, не содержащую примесей, можно собирать в отдельную емкость и в дальнейшем использовать, например, для охлаждения газогенератора. Причем контур охлаждения может замыкаться этой же емкостью, в которой вода для охлаждения газогенератора, смешиваясь с водой в емкости, охлаждается и опять подается на охлаждение газогенератора. Осушенные продукты сгорания подаются в холодильник 6, где CO2 сжижается и с помощью насоса 7 подается в смеситель 8. После отделения жидкого СО2 оставшиеся охлажденные газообразные «балластный» азот, кислород и небольшое количество азотных соединений отводится из холодильника 6 для сброса. В теплообменник 4 с помощью водяного насоса 9 подается вода, прошедшая блок водоподготовки 10. В блоке водоподготовки вода очищается от примесей, которые могут выпадать на теплообменные поверхности, засорять проходные сечения теплообменника и, тем самым, ухудшать теплообмен. Вода, проходя через теплообменник 4 и принимая теплоту от продуктов сгорания из газогенератора, подается в виде пара в смеситель 8. В смесителе 8 жидкий СО2 газифицируется и полученный парогаз, состоящий из смеси водяного пара и углекислого газа, подается в скважину.

Совместное тепловое и газовое воздействие парогаза на нефтяной пласт снижает вязкость нефти и увеличивает нефтеотдачу пласта.

Таким образом, предложенный способ позволяет повысить нефтеотдачу залежи посредством более эффективного, совместного теплогазового воздействия парогаза (водяной пар + СО2) на нефтеносный пласт. При этом попутный нефтяной газ, который обычно из-за удаленности друг от друга месторождений просто сжигается в факелах, нанося вред окружающей среде, утилизируется, что позволяет снизить негативное воздействие его на окружающую среду и повысить экономическую эффективность разработки, так как тепловая энергия сжигаемого в газогенераторе попутного газа расходуется на увеличение нефтеотдачи залежи.

Формула изобретения

Способ добычи нефти, включающий подачу рабочего агента в нагнетательную скважину и отбор нефтепродуктов через добывающую скважину с последующим отделением от нефти попутного газа и его сжигание, отличающийся тем, что сжигание попутного газа осуществляют с избытком атмосферного воздуха, продукты сгорания попутного газа охлаждают, последовательно отделяют воду и жидкий углекислый газ, оставшуюся газовую фазу сбрасывают, затем смешивают водяной пар, образующийся при нагревании подготовленной воды продуктами сгорания попутного газа, с жидким углекислым газом для получения рабочего агента.

bankpatentov.ru

Термические методы добычи нефти - это... Что такое Термические методы добычи нефти?

 Термические методы добычи нефти

► thermal oil recovery methods

Методы повышения нефтеотдачи из продуктивных пластов, основанные на дополнительном прогреве нефтенасыщенных коллекторов. Применяются в основном для разработки месторождений высоковязких и тяжелых нефтей, как при скважинной технологии извлечения, так и при шахтной разработке нефтяных месторождений. С увеличением температуры резко снижается вязкость нефти, в связи с чем повышается нефтеотдача, увеличиваются дебиты скважин и темпы разработки залежей. Термические методы включают:

■ вытеснение нефти из пласта теплоносителями (вода, водяной пар, парогазовые смеси)

■ различные комбинированные методы, (термощелочное, термокислотное воздействие, метод тепловой оторочки и др.).

Применение тепловых методов позволяет повысить нефтеотдачу на 20-40%.

Краткий электронный справочник по основным нефтегазовым терминам с системой перекрестных ссылок. — М.: Российский государственный университет нефти и газа им. И. М. Губкина. М.А. Мохов, Л.В. Игревский, Е.С. Новик. 2004.

  • Тепловые свойства горных пород
  • Термометр глубинный

Смотреть что такое "Термические методы добычи нефти" в других словарях:

  • Термические методы добычи —         нефти (от греч. therme тепло* a. thermal methods of mining; н. thermische Gewinnungsmethoden, thermische Gewinnungsverfahren; ф. methodes thermiques de l exploitation; и. metodos caloricos de explotacion, metodos termicos de benefocio)… …   Геологическая энциклопедия

  • Разработка нефтяных месторождений —         (a. oil field exploitation; н. Erdollagerstattenabbau; ф. exploitation des champs de petrole, exploitation petroliere; и. explotacion de yacimientos de petroleo) комплекс работ по извлечению нефт. флюида из пласта коллектора. Добываемые… …   Геологическая энциклопедия

  • Этилен — Этилен …   Википедия

  • Метил-трет-бутиловый эфир — Метил трет бутиловый эфир …   Википедия

  • Толуол — Общие Химическая формула C6H5 Ch4 …   Википедия

  • Гексадекан — Гексадекан …   Википедия

  • Эйкозан — Эйкозан …   Википедия

  • Метилбензол — Толуол Общие Химическая формула C6H5Ch4 Молярная масса 92,14 г/моль Физические свойства …   Википедия

  • Растворитель 646 — Толуол Общие Химическая формула C6H5Ch4 Молярная масса 92,14 г/моль Физические свойства …   Википедия

  • Список печатных трудов Николая Николаевича Непримерова — Связать? 1954 1. Эффект Фарадея на сантиметровых волнах. ЖЭТФ, 1954, т.26, № 4, с.511. 2. Об измерении рез …   Википедия

neft.academic.ru

Термический метод - добыча - нефть

Термический метод - добыча - нефть

Cтраница 2

Определены основные направления по разработке и выпуску различных технических средств, обеспечивающих эффективное осуществление термических методов добычи нефти в различных условиях, в том числе при больших глубинах залегания пластов и в условиях Крайнего Севера под слоем вечной мерзлоты.  [16]

Предприятия отрасли располагают всей необходимой ской базой для самостоятельного ведения работ по широкому промышленному внедрению термических методов добычи нефти в любом регионе страны.  [17]

Исторические справки и дальнейшие публикации в зарубежной технической литературе подтверждают несомненный приоритет советской науки в области термического метода добычи нефти. При рассмотрении проблемы термоинтенсификации добычи нефти большое значение имеют вопросы, связанные с пониманием закономерностей распространения тепла в пласте и, в частности, в призабойной зоне.  [18]

Для участия в проведении работ был приглашен А. Б. Шейнман - один из первых исследователей в области применения термических методов добычи нефти.  [19]

Тепловой оторочки метод - метод повышения нефтеотдачи продуктивного пласта, основанный на создании в нем перемещающейся зоны повышенных темп-р, что приводит к разжижению нефти и вытеснению ее из коллектора. Разновидность термических методов добычи нефти используется при разработке м-ний тяжелых и вязких нефтей ( св. Наиболее эффективен после реализации сухого внутрипластового горения, при к-ром значит, часть генерир.  [20]

Гремихинское месторождение относится к числу перспективных не только для Удмуртской АССР. Полученные результаты разработки являются основой для применения термических методов добычи нефти на залежах с карбонатными коллекторами Урало-Волжской провинции.  [21]

Безусловно, изложенные в данном разделе некоторые принципиальные вопросы проектирования разработки нефтяных месторождений термическими методами хотя и отражают в основных чертах имеющийся опыт промышленного внедрения, но все еще требуют дополнительного всестороннего практического опробования в различных физико-геологических условиях, анализа и обобщения фактических результатов. Проводимые целенаправленные крупномасштабные опытно-промышленные работы по испытанию различных технологий и технических средств для термических методов добычи нефти на базовых месторождениях Каражанбас, Кенкияк, Усинское, Гремихинское во многом пополнят и уточнят критерии технологического проектирования термических методов добычи нефти.  [22]

Работы с применением специального оборудования уже вышли за рамки промысловых экспериментов, поэтому Министерству нефтяной промышленности необходимо решить вопросы централизации пусконаладочных, эксплуатационных и ремонтных работ специального оборудования. Это тем более не терпит отлагательств в связи с расширением поступлений и совершенствованием техники для термических методов добычи нефти.  [23]

Однако с точки зрения особенностей термического воздействия на пласты группирование их в один объект разработки может оказаться неэффективным. Поэтому следует обратить внимание на ряд условий, наиболее характерных для данного метода повышения нефтеотдачи, а именно на использование природных факторов для совершенствования и повышения эффективности термических методов добычи нефти.  [24]

В нашей стране высоковязкие нефти ( 30 мПа - с и более) сосредоточены на более чем 600 залежах. Около 42 % всех этих запасов содержат 6 крупных месторождений: Русское, Ван-Еганское, Усинское, Ярегское, Северо-Бузачинскос и Каражанбасскос, которые и являются основными месторождениями для перспективного развития термических методов добычи нефти в стране.  [25]

Безусловно, изложенные в данном разделе некоторые принципиальные вопросы проектирования разработки нефтяных месторождений термическими методами хотя и отражают в основных чертах имеющийся опыт промышленного внедрения, но все еще требуют дополнительного всестороннего практического опробования в различных физико-геологических условиях, анализа и обобщения фактических результатов. Проводимые целенаправленные крупномасштабные опытно-промышленные работы по испытанию различных технологий и технических средств для термических методов добычи нефти на базовых месторождениях Каражанбас, Кенкияк, Усинское, Гремихинское во многом пополнят и уточнят критерии технологического проектирования термических методов добычи нефти.  [26]

Результатом технологического воздействия на пласт УПГНУ является оивдаемое увеличение добычи нефти. Следовательно, в соответствии с Методическими указаниями [2] годовой экономический эффект от использования УПГНУ рассчитывается с учетом этого ожидаемого роста добычи нефти. Применение термических методов добычи нефти в условиях НГДУ Ишимбайнефть осуществляется на скважинах, давно достигших уровня рентабельности, предусмотренного нормативами экономически обоснованных предельных конечных дебитов нефти [ 3J и не выведенных из категории действующих г / о ряду организационно-технических причин. Данный метод был оценен как мероприятие, повышающее конечный коэффициент нефтеотдачи и сокращающее безвозвратные потери нефти.  [27]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru