ЛУКОЙЛ-Коми развивает шахтную добычу на Ярегском месторождении сверхвязкой нефти. Сверхвязкая нефть месторождения


Методы разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов

Тектоническая принадлежность: Ухтинская брахиантиклинальная складка. Типструктуры: брахиантиклиналь.

Приурочено к широкой пологой асимметричной антиклинальной складке в северозападной части Ухта-Ижемского вала на северо-восточном склоне Тиманской антеклизы. Присводовая часть антиклинали осложнена Ярегским. Южно-Ярегским, Лыаельским и Вежавожским локальными поднятиями. ПростиПромышленно нефтеносны отложения верхнего и среднего девона. ПростиКоллекторы трещинно-поровые, представлены кварцевыми песчаниками (толщина 26 м). Залежь пластовая сводовая на глубине 140–200 м, многочисленными дизъюнктивными нарушениями разбита на блоки. Нефть тяжелая, высокосмолистая, вязкая, парафинистая; плотность от 0,932 до 0,959 (г/см3). На 1.1.1997 г. добыто 17,7 млн. т нефти. В 1941 г. геолог В.А. Калюжный в песчаниках III-го пласта установил промышленное содержание титановых минералов. На Яреге строится горнообогатительный комплекс для добычи и химического обогащения кремнистотитанового концентрата. Месторождение разрабатывают ЗАО «Битран» и ООО «Комититан».

Дополнительные сведения по месторождению Ярегское

Опытная эксплуатация месторождения с 1935 г. До 1945 г. месторождение разрабатывалось обычным скважинным методом по треугольной сетке с расстояниями между скважинами 75–100 м. добыто 38.5 тыс. т нефти, нефтеотдача не превышала 2%. С конца 1939 г. разработка велась шахтным способом (3 шахты). Из рабочей галереи в надпластовом горизонте, расположенном на 20–30 м выше кровли продуктивного пласта, разбуривали залежь по плотной сетке скважин через 15–25 м. С 1954 г. отработка шахтных полей велась по уклонно-скважинной системе из рабочей галереи внутри продуктивного пласта. Длина скважин 40–280 м. расстояние между забоями 15–20 м. К 1972 г. добыто 7,4 млн. т. нефтеотдача менее 4%. С 1972 г. начата термошахтная эксплуатация с закачкой в продуктивные пласты теплоносителя через нагнетательные скважины из надпластовой галереи. Нефть отбиралась эксплуатационными скважинами из рабочей галереи продуктивного пласта. Кроме нефти в среднедевонских песчаниках обнаружены повышенные концентрации лейкоксена.

Сводный стратиграфический разрез Ярегского нефтяного месторождения

Карта нефтегазоносности Тимано-Печорской провинции

Существующие технологии разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов

Существуют различные способы разработки залежей тяжелых нефтей и природных битумов, которые различаются технологическими и экономическими характеристиками. Применимость той или иной технологии разработки обуславливается геологическим строением и условиями залегания пластов, физико-химическими свойствами пластового флюида, состоянием и запасами углеводородного сырья, климатогеографическими условиями и т.д. Условно их можно подразделить на три, неравноценные по объему внедрения, группы: 1 – карьерный и шахтный способы разработки; 2 – так называемые «холодные» способы добычи; 3 – тепловые методы добычи.

Карьерный и шахтный способы разработки

Залежи природных битумов разрабатывают открытыми (карьерными или рудничными) и подземными (шахтными, шахтно-скважинными) методами.

Твердые битуминозные сланцы могут залегать почти у поверхности земли, однако глубина залегания битуминозных пород может достигать и до 750 м (месторождение Пис Ривер, Канада), а порой и более того. Как правило, глубина разработки не превышает 150–200 м., а зачастую разработка ведется и на меньших глубинах.

Добыча нефти карьерным методом состоит из двух основных операций: выемки нефтеносной породы и транспортировки на обогатительную фабрику с последующим извлечением нефти. При данном методе разработки капитальные и эксплуатационные расходы на месторождении относительно невелики, и после проведения дополнительных работ по получению из породы углеводородов, обеспечивается высокий коэффициент нефтеотдачи: от 65 до 85%. Для выемки породы применяют землеройные машины-экскаваторы, скреперы, бульдозеры и т.п.

Наиболее крупным в мире является месторождение битуминозных песков Атабаска в Канаде (провинция Альберта). Мощность песков до 90 м, глубина залегания до 600 м. Пески кварцевые с пористостью до 30%. Битумонасыщенность от 2 до 18%, в среднем 8%. Пески насыщены нефтью и содержат (%): силикатные смолы – 24%, асфальтены – 19%, серу – 5%, азот – 10%, кокс – 19%. Плотность битумов – 1020 кг/м3 , запасы – 128 млрд. т. Добыча битуминозных песков ведется роторными экскаваторами (Рис. 1). Затем песчано-битумная масса подается транспортером на измельчительный пункт и экстракционный завод, расположенные около карьера. Обработка нефтеносной породы, т.е. отмыв нефти от частиц породы производится различными способами: аэрированной холодной водой, горячей водой, паром, химическими реагентами и даже методом пиролиза. После экстракции битума, отстоя и центрифугирования он поступает на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ). На установках термоконтактного крекинга НПЗ после предварительной гидроочистки с получением товарной серы выделяют фракции: бензиновые, дизельные, котельного топлива и металлосодержащий кокс. Из двух кубометров песков получают 1 баррель нефти (159 кг). В сутки вырабатывают 8000 м3 нефти, 350 т серы, 260 т кокса и газ. Из отходов извлекают титановые минералы и циркон (до 690 т в год). На юго-запад от Атабаски находятся месторождения Колд-Лейк (14 млрд. м3 ), Пис-Ривер (12 млрд. м3 ), Уобаска (14 млрд. м3 ).

Шахтная разработка может вестись в двух модификациях: очистная шахтная – с подъемом углеводородонасыщенной породы на поверхность и шахтно-скважинная – с проводкой горных выработок в надпластовых породах и бурением из них кустов вертикальных и наклонных скважин на продуктивный пласт для сбора нефти уже в горных выработках. Очистной-шахтный способ.

Рис. 1 Роторный экскаватор Рис. 2 Шахтный метод разработки

(Рис. 2) применим лишь до глубин 200 метров, зато имеет более высокий коэффициент нефтеотдачи (до 45%) по сравнению со скважинными методами. Большой объем проходки по пустым породам снижает рентабельность метода, который в настоящее время экономически эффективен только при наличии в породе (кроме углеводородов) ещё и редких металлов. Шахтно-скважинный метод разработки применим на более значительных глубинах (до 400 метров), но имеет низкий коэффициент нефтеотдачи и требует большого количества бурения по пустым породам. Принцип шахтно-скважинного метода таков. Если горные выработки находятся ниже продуктивного нефтеносного горизонта, то из них бурятся небольшие дренажные скважины (причем бурение обычно 10–12 скважин), по которым нефть идет самотеком под действием гравитационного фактора и попадает в специальные канавки, находящиеся на дне горной выработки и имеющие небольшой уклон для стока в нефтехранилище. В случае, когда горные выработки находятся выше продуктивного горизонта, также бурят кустовые скважины, но нефть извлекается насосами. Вязкие нефти транспортируются по канавкам при помощи воды открытым способом ввиду почти полного отсутствия газообразных компонентов. Далее из нефтехранилища эта нефть подается на поверхность насосами.

Для повышения темпов добычи тяжелых нефтей и природных битумов и обеспечения полноты выработки запасов в шахтно-скважинном способе разработки используют паротепловое воздействие на пласт. Так называемый термошахтный метод применим на глубинах до 800 метров, имеет высокий коэффициент нефтеизвлечения (до 50%), однако более сложен в управлении, чем шахтный и шахтно-скважинный методы. Наиболее известным примером шахтно-скважинной разработки залежей тяжелых нефтей является разработка Ярегского месторождения.

Разработка Ярегского месторождения подразделена на три этапа: 1) опытный при эксплуатации скважин с поверхности, 2) шахтный способ разработки, 3) шахтный способ с применением теплового воздействия на пласт.

Эксплуатация скважин с поверхности привела к уровню нефтедобычи всего в 2%. Именно тогда возникла идея бурения шахтных скважин, оканчивающихся в системе галерей, расположенных в вышележащем горизонте.

Разработка шахтным способом осуществлялась по двум системам (Рис. 3): 1) ухтинской, при которой залежь дренировали весьма плотной сеткой вертикальных или слегка наклонных скважин (глубиной до 50 м), пробуренных из горной выработки вышележащего туффитового горизонта, находящейся выше продуктивного пласта на 25 метров и 2) уклонно-скважинной – с расположением галерей в верхней части пласта и разбуриванием шестигранников (площадью 8–12 га) в подстилающем горизонте пологими скважинами длиной до 200 м., которые отходят от них как спицы колеса от оси.

Рис. 3 Схема разработки шахтным способом Ярегского месторождения, включающая в себя ухтинскую и уклонно-скважинную системы

1 – система наклонных скважин; 2 – подземная часть скважины; 3 – насосная станция; 4 – подземная галерея для аэрации; 5 – основная скважина; 6 – скважина для аэрации; 7 – электрическое оборудование; 8 – хранение взрывчатых веществ; 9 – подземная галерея; 10 – камеры, в которые выходят устья скважин; 11 – система сгруппированных скважин

mirznanii.com

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ СВЕРХВЯЗКОЙ НЕФТИ

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой и битумной нефти.

Известен способ разработки нефтяного месторождения (патент РФ №2211318, МПК 8 Е21В 43/24, опубл. в бюл. №24 от 27.08.2003), включающий бурение непрерывной (двухустьевой) скважины с образованием ее выходного участка вверх с наклоном от продуктивного пласта до дневной поверхности, установку в пробуренную скважину обсадной колонны, цементирование затрубного пространства по всей длине, перфорирование обсадной колонны в интервале горизонтального участка, установку внутри обсадной трубы насосно-компрессорных труб с центраторами, подачу теплоносителя по колонне насосно-компрессорных труб с входного и выходного участков, отбор продукта по выходному участку при продолжении закачки теплоносителя по входному участку.

Недостатком данного способа является недостаточная эффективность нефтеизвлечения, так как при закачке пара и одновременном отборе нефти из одной скважины происходят быстрые прорывы пара из паровой камеры, а при циклическом воздействии - непроизводительный расход пара на повторный прогрев остывшего продуктивного пласта за период отбора, т.е. большая энергозатратность.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин (патент РФ №2340768, МПК 8 Е21В 43/24, опубл. в бюл. №34 от 10.12.2008 г.), включающий закачку теплоносителя через двухустьевую горизонтальную нагнетательную скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры и отбор продукции через двухустьевую горизонтальную добывающую скважину, при этом прогрев продуктивного пласта начинают с закачки пара в обе скважины, разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость нефти или битума, под контролем вертикальных наблюдательных скважин, причем паровую камеру создают закачкой теплоносителя с возможностью пробивания последнего к верхней части продуктивного пласта и увеличения размеров паровой камеры в процессе отбора продукции, при котором снимают термограммы паровой камеры, анализируют состояние ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков, и с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем смены направления фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции, при этом объем закачки теплоносителя через устья нагнетательной скважины и/или отбор продукции через устья добывающей скважины изменяют в соотношении, %: (10-90):(90-10).

Недостатками данного способа и устройства для его осуществления являются:

- во-первых, большие финансовые и материальные затраты на контроль развития паровой камеры в процессе осуществления способа, связанные с тем, что термодатчики размещены по всей длине стволов добывающих скважин;

- во-вторых, низкая эффективность разработки, так как по термограммам паровой камеры, построенным по показаниям термодатчиков, невозможно определить пространственное положения паровой камеры и точно определить ее текущий размер, что необходимо для эффективной разработки месторождения сверхвязкой нефти.

Задачей изобретения является снижение финансовых и материальных затрат при контроле за развитием паровой камеры в процессе осуществлении способа, а также повышение эффективности разработки месторождения сверхвязкой нефти за счет возможности определения пространственного положения паровой камеры и ее текущего размера.

Поставленная задача решается способом разработки месторождения сверхвязкой нефти, включающим строительство горизонтальных добывающих и нагнетательных, а также вертикальных наблюдательных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры.

Новым является то, что разработку месторождения сверхвязкой нефти ведут с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины и отбора жидкости из добывающих скважин, причем текущий объем паровой камеры определяют газовой съемкой на поверхности в зоне предполагаемой паровой камеры, при этом если площадь распространения паровой камеры в продуктивном пласте меньше расстояния между парами добывающих и нагнетательных скважин, то увеличивают объем закачки пара, а если больше, то пускают в эксплуатацию как добывающие вертикальные наблюдательные скважины для увеличения объема отбора продукции, причем в качестве теплоносителя используется перегретый пар, смешанный с продуктами сгорания горючего топлива.

Предложенный способ осуществляется следующим образом.

Способ разработки месторождения сверхвязкой нефти (тяжелой нефти или битума) включает строительство (по любой известной схеме разработки месторождения тяжелой нефти или битума) горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин, а также вертикальных наблюдательных скважин с участками, вскрывающими продуктивный пласт с тяжелой нефтью или битумом.

Горизонтальные нагнетательные скважины используются для закачки теплоносителя в продуктивный пласт. В качестве теплоносителя используется перегретый пар, смешанный с продуктами сгорания горючего топлива. Горизонтальные добывающие скважины используются для отбора разогретой продукции продуктивного пласта (тяжелой нефти или битума). Вертикальные наблюдательные скважины используют за контролем за состоянием разработки месторождения тяжелой нефти или битума (отбора проб, температуры, пластового давления и т.д.).

Далее начинают осуществлять закачку теплоносителя (продукты сгорания горючего топлива и перегретый пар) от парогазогенератора через нагнетательные скважины в продуктивный пласт тяжелой нефти или битума.

В зависимости от проницаемости продуктивного пласта подбирают давление нагнетания и в зависимости от эффективной нефтенасыщенной толщины продуктивного пласта определяют объем нагнетаемого пара через нагнетательные скважины, при этом происходит прогревание продуктивного пласта с созданием паровой камеры.

Текущий объем паровой камеры определяют газовой съемкой на поверхности в зоне предполагаемой паровой камеры.

В основу газовой съемки положена теория диффузии газов, поскольку для газов и отдельных молекул не существует совершенно непроницаемых веществ. Газы обладают большой подвижностью и способны проникать - диффундировать - даже через плотные металлические перегородки. Углеводороды, в том числе тяжелая нефть и битум, весьма подвижны и способны диффундировать через самые плотные породы. Количество проникающих через породы углеводородов может быть очень небольшим. Тем не менее, каждая нефтяная и газовая залежь как бы дышит, давая рассеянный поток углеводородов вокруг себя.

Известно, что проведение газовой съемки заключается в отборе проб газа (подпочвенного воздуха) или породы с последующим извлечением из нее газа с глубин 2-3 м или более (10-50 м и глубже). Точки отбора проб располагаются на исследуемой площади по профилям на расстояниях в несколько сотен метров друг от друга.

Полученные пробы газа анализируются с помощью газоанализаторов, позволяющих определять метан, этан, пропан и др. углеводороды, с чувствительностью 10-5…10-6%. По результатам анализов выявляют "газовые аномалии", т.е. фиксируют повышенное содержание углеводородных газов в пробах, отобранных непосредственно над залежью.

Все разновидности газовой съемки основаны на определении микроконцентраций метана, этана, пропана, бутана, пентана, содержащихся в породах и подземных водах.

Для этого непосредственно над паровой камерой производят отбор проб газа (подпочвенного воздуха) или породы с последующим извлечением из нее газа, например с глубины 5-7 метров и с точками отбора проб, расположенными на исследуемой площади по профилям на расстояния 10-20 метров.

Полученные пробы газа анализируются с помощью газоанализаторов и по результатам анализов в зависимости от содержание углеводородных газов в отобранных пробах определяют текущий размер паровой камеры, ее объем и площадь распространения паровой камеры в продуктивном пласте.

Далее производят регулирование текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя и отбора жидкости.

Если площадь распространения паровой камеры в продуктивном пласте меньше расстояния между парами добывающих и нагнетательных скважин, то увеличивают объем закачки теплоносителя.

Если площадь распространения паровой камеры в продуктивном пласте больше расстояния между парами добывающих и нагнетательных скважин, то пускают в эксплуатацию как добывающие вертикальные наблюдательные скважины для увеличения объема отбора продукции.

Предложенный способ разработки месторождения сверхвязкой нефти позволяет снизить финансовые и материальные затраты при контроле за состоянием паровой камеры в процессе осуществлении способа за счет исключения дорогостоящих термодатчиков, а также повысить эффективность разработки месторождения сверхвязкой нефти за счет повышения точности текущего размера паровой камеры и определения ее пространственного положения путем газовой съемки на поверхности в зоне предполагаемой паровой камеры.

Способ разработки месторождения сверхвязкой нефти, включающий строительство горизонтальных добывающих и нагнетательных, а также вертикальных наблюдательных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры, отличающийся тем, что разработку месторождения сверхвязкой нефти ведут с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины и отбора жидкости из добывающих скважин, причем текущий объем паровой камеры определяют газовой съемкой на поверхности в зоне предполагаемой паровой камеры, при этом если площадь распространения паровой камеры в продуктивном пласте меньше расстояния между парами добывающих и нагнетательных скважин, то увеличивают объем закачки пара, а если больше, то пускают в эксплуатацию как добывающие вертикальные наблюдательные скважины для увеличения объема отбора продукции, причем в качестве теплоносителя используется перегретый пар, смешанный с продуктами сгорания горючего топлива.

edrid.ru

Способ разработки месторождения высоковязкой нефти

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой нефти. Обеспечивает повышение нефтеотдачи путем увеличения охвата пласта агентом воздействия за счет последовательной отработки всего пласта с поддержанием высокой проницаемости. Сущность изобретения: способ включает строительство горизонтальной добывающей скважины и вертикальной скважины у забоя горизонтальной для закачки окислителя, инициацию горения через вертикальную скважину и отбор продукции через горизонтальную скважину. С двух сторон от средней части горизонтального участка бурят оценочные вертикальные скважины, после чего в вертикальной скважине, располагающейся в районе середины горизонтального ствола добывающей горизонтальной скважины, производят инициирование горения и отбора продукции из горизонтальной скважины. Остальные оценочные скважины переводят в добывающие, контролируя по отбираемой продукции фронт горения, при снижении температуры, при которой вязкость возрастает выше допустимой, оценочную скважину переводят в нагнетательную под инициатор горения - окислитель. После инициирования в ней горения ее перекрывают до завершения горения. После снижения температуры продукции этой скважины до достаточной для отбора продукции пласта эту оценочную скважину переводят в добывающую. При увеличении температуры продукции выше предельно рентабельной оценочную скважину переводят в нагнетательную под закачку негорючего агента - воды, пара, азота. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой нефти.

Известен способ разработки нефтебитумной залежи (патент РФ №2287677, МПК E21B 43/24, опубл. 20.11.2006), включающий проводку в пласте двух горизонтальных стволов параллельно между собой, закачку пара в верхнюю нагнетательную скважину и отбор продукции из нижней добывающей скважины.

Основным недостатком известного способа является низкая эффективность процесса, особенно в тонких пластах, из-за больших тепловых потерь.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки месторождения высоковязкой нефти (патент РФ №2358099, кл. E21B 43/24, опубл. 10.06.2009 г.), включающий закачку окислителя через нагнетательные скважины, организацию внутрипластового горения и отбор продукции через добывающие скважины. В качестве добывающих скважин используют горизонтальные скважины с горизонтальным стволом в подошвенной части пласта, а вертикальные нагнетательные скважины в створе и концевой части горизонтального ствола осуществляют закачку через ближайшие к горизонтальной вертикальные скважины топлива, а через удаленные - воздуха, при этом забойное давление закачки воздуха в скважине устанавливают выше забойного давления закачки топлива, а также закачку через ближайшие к горизонтальной вертикальные скважины топлива, а в удаленные закачку воздуха чередуют с закачкой воды в объемах, допускающих поддержание пластового горения.

Основными недостатками известного способа являются низкая эффективность процесса вытеснения высоковязкой нефти из-за неравномерного прогрева пласта по всему интервалу горизонтального ствола агентом воздействия, невозможность контролировать распространение фронта горения.

Технической задачей настоящего изобретения является повышение нефтеотдачи, т.е. эффективности процесса вытеснения высоковязкой нефти, в том числе путем увеличения охвата пласта агентом воздействия за счет последовательной отработки всего пласта с поддержанием высокой проницаемости.

Под высоковязкими нефтями подразумевают продукцию скважины с плотностью больше 0,870 кг/см3, т.е. к ним относятся и тяжелые, и битуминозные нефти (см. ГОСТ 5185 8 - 2002 г.).

Поставленная задача решается способом разработки месторождения высоковязкой нефти с использованием внутрипластового горения, включающим закачку окислителя, организацию внутрипластового горения и отбор продукции через добывающие скважины.

Новым является то, что с двух сторон от средней части горизонтального участка бурят оценочные вертикальные скважины, после чего в вертикальной скважине, располагающейся в районе середины горизонтального ствола добывающей горизонтальной скважины, производят инициирование горения и отбора продукции из горизонтальной скважины, остальные оценочные скважины переводят в добывающие, контролируя по отбираемой продукции фронт горения, при снижении температуры, при которой вязкость возрастает выше допустимой, оценочную скважину переводят в нагнетательную под инициатор горения (окислитель), при увеличении температуры продукции выше предельно рентабельной оценочную скважину переводят в нагнетательную под закачку не-горючего агента (воды, пара, азота и др.), после инициирования в ней горения ее перекрывают до завершения горения, после снижения температуры продукции этой скважины до достаточной для отбора продукции пласта эту оценочную скважину переводят в добывающую.

Разработка месторождений высоковязкой нефти внутрипластовым горением сопровождается низкой эффективностью нерегулируемого процесса прогрева, а при малой проницаемости пласта и слабой гидродинамической связи между скважинами прогрев пласта становится практически невозможным. В этом случае нефтеотдача существенно снижается. В предложенном способе решается задача повышения эффективности процесса вытеснения высоковязкой нефти, т.е. повышения нефтеотдачи путем увеличения охвата пласта агентом воздействия за счет последовательной отработки всего пласта с поддержанием высокой проницаемости.

На чертеже показана схема реализации способа разработки месторождения высоковязкой нефти с использованием внутрипластового горения.

На чертеже показано: 1 - горизонтальная скважина; 2 - вертикальная скважина для организации инициации внутрипластового горения; 3 - очаг горения; 4 - зона распространения очага горения; 5 - продуктивный пласт; 6 - вертикальные скважины для закачки рабочего агента и добычи нагретой продукции; 7 - порядковый номер вертикальных скважин.

Разрабатывается месторождение высоковязкой нефти со следующими характеристиками: общая толщина пласта составила 61,3 м, эффективная нефтенасыщенная толщина - 23 м, пористость - 0,133 д.ед., проницаемость - 0,205 мкм2, вязкость нефти в пластовых условиях - 302,8 мПа·с, вязкость нефти в поверхностных условиях - 705,1 мПа·с, плотность нефти - 910 кг/м, пластовое давление 8 МПа.

Способ разработки месторождения высоковязкой нефти включает в себя использование оценочных скважин 6, пробуренных вокруг горизонтальной скважины 1, размещение одной вертикальной скважины 2 в районе середины горизонтального ствола горизонтальной скважины 1, для последующей организации инициации внутрипластового горения в этой скважине. Остальные оценочные скважины переводят в добывающие, контролируя по отбираемой продукции фронт горения. При достижении температуры продукции оценочной вертикальной скважины температуры прорыва ее переводят в нагнетательную под закачку негорючих реагентов (воды, пара, азота и др.), а соответственно, при снижении температуры, при которой вязкость возрастает выше допустимой, оценочную скважину 6, располагающуюся в зоне падения температуры, переводят в нагнетательную под инициатор горения, ее перекрывают до завершения горения, после снижения температуры продукции этой скважины до достаточной для отбора продукции пласта на дневную поверхность эту оценочную скважину переводят в добывающую.

Вначале проводим прогрев продуктивного пласта теплоносителем или электронагревателем и др., обеспечивая тем самым гидродинамическую связь между вертикальными скважинами 6, после чего в вертикальной скважине 2 инициируем внутрипластовое горение.

Для инициации внутрипластового горения используется следующий метод.

На забое нагнетательной скважины с помощью закачки кислорода и/или кислородосодержащей смеси создается высокая температура, вызывающая загорание нефти в пласте.

Для поддержания горения в пласт через эту же скважину подают окислитель-воздух или кислородсодержащую смесь в объемах, обеспечивающих горение. Горение нефти вызывает повышение температуры до 450-500°С и улучшает процесс вытеснения нефти.

Факт горения представлен несколькими зонами, т.е. при внутрипластовом горении действуют одновременно все известные методы воздействия на пласт: горячая вода, пар, растворитель, газы из легких углеводородов.

Физический процесс горения представляется таким образом. После поджога в пласте происходит процесс термической перегонки нефти, продукты которой - коксоподобные остатки нефти - являются топливом, поддерживающим очаг горения в вертикальной скважине 2. Зона горения перемещается от вертикальной скважины 2 вглубь в радиальном направлении. Образующийся тепловой фронт с температурой 450-500°С вызывает следующие процессы в пласте 5: переход в газовую фазу легких компонентов нефти; расщепление (крекинг) некоторых углеводородов; горение коксоподобного остатка; плавление парафина и асфальтенов в порах продуктивного пласта 5; переход в паровую фазу пластовой воды, находящейся перед фронтом 3; уменьшение вязкости нефти перед фронтом 3 и смешивание выделяющихся легких фракций нефти и газов с основной массой; конденсация продуктов перегонки нефти и образование подвижной зоны повышенной нефтенасыщенности перед фронтом горения 3; образование сухой выгоревшей массы пористой породы за фронтом горения.

Созданная локализованная зона горения позволяет генерировать тепло в продуктивном пласте 1, что позволяет осуществлять вытеснение как по разрезу, так и по площади; последовательность отработки пласта 1 происходит сверху вниз и по пласту 1 путем подачи топлива и окислителя в скважину 2 циклически, во избежание прорыва в горизонтальном стволе 1.

При снижении температуры вертикальную оценочную скважину, расположенную в зоне остужения, переводят под закачку окислителя, после инициирования горения ее перекрывают до завершения горения. Затем, после того как температура продукции этой скважины снизилась до достаточной для отбора продукции пласта, эту оценочную скважину переводят под отбор продукции на дневную поверхность.

Далее при достижении температуры продукции 80°С температура прорыва составляет примерно 85-90°С, скважины переводят под нагнетание негорючих реагентов (воды, пара, азота и т.п.) для своевременного остужения температуры горения.

В целях предупреждения прорывов фронта горения в добывающую горизонтальную скважину 1 закачивают высоковязкую нефть (10-15 т нефти на одну обработку скважины). В случае прорыва к скважине следует осуществлять ее охлаждение, например, путем закачки воды в вертикальные скважины 6 и 2. Эта операция должна быть проведена своевременно, т.е. до отложения кокса на трубах и распространения фронта горения в неконтролируемой форме.

Предлагаемый способ разработки высоковязкой нефти позволяет повысить степень выработки запасов высоковязкой нефти за счет выделения оценочных вертикальных скважин, с последующим переводом их под нагнетание рабочих агентов и отбор продукции; инициации внутрипластового горения в центральной вертикальной скважине относительно длины горизонтального ствола горизонтальной скважины производством непрерывного отбора нагретой продукции из горизонтальной скважины; обеспечения контроля процесса горения путем закачки: окислителя - при снижении температуры; воды, пара, азота и др. - при увеличении температуры, что в общем ведет к безопасной организации труда, возможности своевременного осуществления контроля и регулирования процесса организации внутрипластового горения, полной выработке запасов на месторождении высоковязкой нефти с увеличением коэффициента извлечения нагретой продукции на дневную поверхность.

Способ разработки месторождения высоковязкой нефти с использованием внутрипластового горения, включающий строительство горизонтальной добывающей скважины и вертикальной скважины у забоя горизонтальной для закачки окислителя, инициацию горения через вертикальную скважину и отбор продукции через горизонтальную скважину, отличающийся тем, что с двух сторон от средней части горизонтального участка бурят оценочные вертикальные скважины, после чего в вертикальной скважине, располагающейся в районе середины горизонтального ствола добывающей горизонтальной скважины, производят инициирование горения и отбора продукции из горизонтальной скважины, остальные оценочные скважины переводят в добывающие, контролируя по отбираемой продукции фронт горения, при снижении температуры, при которой вязкость возрастает выше допустимой, оценочную скважину переводят в нагнетательную под инициатор горения - окислитель, после инициирования в ней горения ее перекрывают до завершения горения, после снижения температуры продукции этой скважины до достаточной для отбора продукции пласта эту оценочную скважину переводят в добывающую, при увеличении температуры продукции выше предельно рентабельной оценочную скважину переводят в нагнетательную под закачку негорючего агента, например воды, пара, азота.

www.findpatent.ru

ЛУКОЙЛ-Коми развивает шахтную добычу на Ярегском месторождении сверхвязкой нефти

Компания построит зумпфовые и паронагнетательные скважины.

«ЛУКОЙЛ-Коми» приступает к третьему этапу развития Ярегской площади, а также ко второй очереди первого этапа строительства в границах Лыаельской площади Ярегского месторождения высоковязкой нефти. Соответствующие проекты были одобрены Главгосэкспертизой России, сообщили Информ-Девону в ведомстве.

Открытое в 1932 году Ярегское нефтяное месторождение расположено в центральной части Республики Коми на Тиманском кряже. Относится к Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Является крупнейшим месторождением высоковязкой нефти группы. Это единственное в России месторождение, где добыча нефти ведется шахтным способом, причем ввод новых энергогенерирующих объектов, парогенераторных установок и бурение скважин позволяют обеспечить стабильный рост добычи.

В ходе третьего этапа развития Ярегской площади будут обустроены 13 технологических (зумпфовых) скважин для подъема и учета поднимаемой из шахты нефтесодержащей жидкости, три оценочные скважины для проведения гидродинамических исследований. С их помощью будет замеряться температура и давление на устье скважины и в разрабатываемом пласте.

ЛУКОЙЛ-Коми также обустроит 20 паронагнетательных скважин для закачки пара в нефтяной пласт с целью разогрева сырья и снижения его вязкости для организации добычи и последующей транспортировки.

На площадках скважин будет размещено оборудование для замера характеристик закачиваемого в пласт пара. Помимо этого предусмотрено создание системы промысловых коллекторов для сбора добываемой жидкости с шахт технологических скважин уклонных блоков Ярегской площади и системы паропроводов для транспорта насыщенного пара от существующих котельных и парогенерирующих установок до проектируемых паронагнетательных скважин.

Проектом строительства в границах Лыаельского лицензионного участка Ярегского месторождения запланировано обустройство восьми кустов скважин, 18 площадок контрольно-наблюдательных скважин, нефтепроводов и паропроводов общей протяженностью 1109 и 4056 метров соответственно, автодорог и автоподъездов к площадкам кустов скважин общей протяженностью 6100 метров и закрытого распределительного устройства.

Генеральным проектировщиком выступает Научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа Ухтинского государственного технического университета.

Ранее сообщалось, что осенью 2017 года Главгосэкспертиза России одобрила проект строительства на Лыаельской площади инфраструктуры для обслуживания сорока шести паронагнетательных скважин на десяти кустовых площадках.

nangs.org