способ термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти по одногоризонтной системе. Термошахтная добыча нефти


Способ термошахтного извлечения высоковязкой нефти из пласта

 

Изобретение относится к области науки о Земле, в частности к добыче нефти или газа, и может быть использовано для дополнительного извлечения нефти или газа с использованием упругого миграционного геоэффекта и кавитации во флюидосодержащих породах на глубинах 15 км и более. В способе размещают виброисточники в вертикальных и наклонных нагнетательных скважинах, возбуждают упругие колебания в вибранном диапазоне частот в совокупности с нагнетанием в породы пласта разупрочняющих растворов и производят вибровоздействия в широком диапазоне в течение времени, при котором прочность пород пласта на разрыв снизится на 10 - 40%. После этого переходят на частоту колебаний, равную частоте собственных колебаний пласта в совокупности с нагнетанием в пласт теплоносителя, и вибровоздействия осуществляют в течение времени, при котором достигают положительного эффекта, а именно нефтеотдача повышается на 10 - 40% по сравнения с первоначальной. Это позволяет по сравнению с классическим термошахтным способом снизить температуру теплоносителя на 30 - 40% и повысить извлечение высоковязкой нефти на 10 - 60% по сравнению с другими известными способами. 11 з. п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к различным областям науки о Земле, в частности нефте- и газодобыче, и может быть использовано для повышения нефтеотдачи пласта в процессе отработки их подземным способом с использованием упругого миграционного геоэффекта и энергии кавитирующих взрывов во флюидосодержащих горных породах при высоких РТ-параметрах.

Известен способ извлечения нефти из скважин, при котором в скважины нагнетают под давлением ПАВ с полимерами, специально разработанными для высоких температур с концентрацией солей 100-200 г/л [1] Известный способ трудоемок, нетехнологичен, длителен по времени воздействия на пласт, не использует структурные и физико-механические и химические особенности пласта, не позволяет управлять состоянием и свойствами пласта по мере его отработки. Известен также способ термошахтного извлечения высоковязкой нефти из пласта, при котором осуществляют двухгоризонтную разработку с нагнетанием с надпластового горизонта через вертикальные и наклонные скважины, оборудованные обсадными трубами, в продуктивный пласт теплоносителя, сбором нефти в горной выработке и подачей ее насосами на поверхность через добывающие скважины, пробуренные из расположенной в пласте добывающей галереи [2] Известный способ также трудоемок, нетехнологичен, длителен по времени, не позволяет повысить проницаемость пласта и раскрыть поры и трещины в процессе воздействия на пласт и сделать их сообщающимися и не позволяет инициировать во флюидосодержащих породах пласта при вибрационном воздействии на пласт в выбранном диапазоне частот кавитирующих взрывов, позволяющих как снизить прочность пород на разрыв, так и увеличить проницаемость пласта с целью повышения его нефтеотдачи. Достигается это тем, что на наружную поверхность обсадных труб наносят слой редкоземельного элемента, к которому посредством электродов подводят напряжение, возбуждая в пласте упругие колебания, причем вибровоздействия производят поэтапно: вначале воздействуют с частотой от 60 до 1500 Гц одновременно с нагнетанием в пласт разупрочняющих растворов в течение времени, при котором деформации сжатия пласта сменят деформации растяжения, затем осуществляют вибровоздействия с частотой, равной частоте собственных колебаний пласта при одновременном нагнетании в пласт теплоносителя при температуре не более 80оС. Слой редкоземельного элемента наносят на наружную поверхность обсадных труб секциями с шагом 3-5 м, а вибровоздействия производят последовательно, начиная с секции, расположенной у забоя скважины и до устья, а затем наоборот. В пласт нагнетают разупрочняющий раствор, содержащий ПАВ 3-5% под давлением 2-3 атм. Нагнетаемые в пласт растворы в качестве добавки содержат 1,2-1,6% от общего объема нагнетаемого раствора расклинивающие агенты с плотностью 2,2-4,8 г/см3 и размерами частиц от 0,03 до 0,6 мм. Регистрируют импульсы давления, возбуждаемые виброисточниками в пласте, определяют их параметры, которыми управляют в процессе извлечения нефти из пласта. В качестве разупрочняющих растворов нагнетают гидроокись натрия или гидроокись натрия с метанолом. В пласте возбуждают мощные ультразвуковые колебания и на пути распространения упругих колебаний инициируют кавитирующие взрывы, причем, энергию кавитирующих его пузырька, возникающего в зоне разрежения упругой волны и схлопывающего в зоне сжатия упругой волны определяют из выражения: Е=П Р3 Рo 4/3, где П=3,14, Ро геостатическое давление в порах и трещинах пласта в отсутствие упругой волны, кг/см2; Р размер кавитирующего пузырька, мм. Возбуждают в пласте ультразвуковые колебания в диапазоне 1-20 кГц и снижают вязкость нефти в пласте от 10 до 80% Нагнетание в пласт разупрочняющих растворов осуществляют в течение времени, при котором прочность пород на разрыв снизится на 10-40% по сравнению с первоначальной. На фиг.1 приведена схема реализации способа. Она имеет: 1 продуктивный пласт, 2 скважина, армированная обсадной трубой 3; 4 слой редкоземельного элемента, обладающего гигантской магнитострикцией, 5 источник возбуждающего напряжения, 6, 7 электроды, 8 блок согласования, 9 микропроцессор, 10 вакуумный насос; на фиг.2 пороги кавитации на разных частотах; на фиг.3 экспериментальные результаты, показывающие поведение кавитирующего пузырька в зависимости от его радиуса при Ро постоянном давлении на частоте 10 кГц: где 1 Ро=105 Па, 2 Ро=5х х105 Па, 3 Ро=106 Па. Способ осуществляют следующим образом. В продуктивном пласте 1 бурят нагнетательные скважины 2, армируют их обсадными трубами 3 с перфорацией, на внешнюю поверхность обсадной трубы 3 наносят слой редкоземельного элемента 4, обладающего гигантской магнитострикцией и подводят к слою 4 посредством электродов 6, 7 возбуждающее напряжение от источника 5. Подавая напряжение от источника 5 на слой 4, возбуждают в нем электромагнитные колебания, до 50% энергии которых переходят в упругие колебания, причем, изменяя частоту и величину возбуждающего напряжения, управляют параметрами упругих колебаний. Виброисточником является часть обсадной трубы 3, на которую нанесен слой 4, причем слои на внешнюю поверхность трубы 3 наносят посекционно с шагом 3-5 м и вибровоздействия на продуктивный пласт осуществляют поэтапно: вначале возбуждают колебания в широком диапазоне частот 60-1500 Гц для того, чтобы привести пласт в возбужденное состояние и охватить все неоднородности, слагающие пласт, то есть выбор диапазона частот обусловлен структурными особенностями пласта 1. Размеры неоднородностей, слагающих пласт, находятся в пределах от 2 до 50 м и исходя из условий волнового подобия и знания скорости Р-волн в пласте равной 3000 м/с определяют диапазон частот, в котором необходимо осуществлять вибровоздействия при приведении пласта в возбужденное состояние: частота3000 м/с:50 м=60 Гц, частота=3000 м/с:2 м=1500 Гц. Следовательно, работая в выбранном частотном диапазоне 60-1500 Гц в совокупности с нагнетанием в пласт разупрочняющих растворов, в качестве которых используют гидроокись натрия, ПАВ или гидроокись натрия с метанолом, приводят пласт в возбужденное состояние и снижают прочность пород пласта на разрыв от 10 до 40% при значительном увеличении проницаемости пласта за счет того, что ПАВ "съедают" перегородки между порами и трещинами пласта и делают их сообщающимися, что приводит к изменению напряженно-деформированного состояния пласта и смене деформаций сжатия пород деформациями растяжения, что имеет место при оптимальной проницаемости пласта, после чего переходят на частоту вибровоздействия, равную частоте собственных колебаний пласта в совокупности с нагнетанием в пласт теплоносителя-пара или горячей воды при температуре до 80оС. Для повышения нефтеотдачи пласта возбуждают колебания виброисточниками, которыми служат отдельные части обсадной трубы 3 с нанесенными на их внешнюю поверхность слоя редкоземельного элемента 4, что и позволяет "закачать" в пласт упругую энергию, интенсивность которой соизмерима с прочностью пород пласта на разрыв и тем самым повысить гидро- и аэродинамические связи пласта. Для повышения проницаемости пласта в рабочие растворы, нагнетаемые в пласт, добавляют 1,2-1,6% от их общего объема расклинивающих агентов с плотностью 2,2-4,8 г/см3, что обусловлено весом вышележащих пород и тектоническими полями напряжений, меняющимися по простиранию пласта, и разменами частиц 0,03-0,6 мм, что в свою очередь обусловлено размерами микротрещин, существующих в пласте. Расклинивающие агенты, попадая в поры и трещины пласта с растворами, не дают им закрыться и служат новыми концентраторами трещин, что способствует повышению проницаемости пласта и увеличению коэффициента нефтеотдачи. Во время работы виброисточников определяют их спектры, импульсы давления и управляют их параметрами, сопоставляя их значения с эталонными, полученными в лабораторных условиях и посредством блока согласования 8, соединенного последовательно с микропроцессором 9, в котором заложена программа работы группы виброисточников во времени, с использованием которой осуществляют корректировку работы группы виброисточников в процессе извлечения нефти из пласта. В том случае, если проницаемость пласта низка, и прочность пород значительна, в пласте возбуждают ультразвуковые колебания и на пути распространения упругой волны инициируют кавитирующие взрывы, создавая для этого соответствующие условия, причем ультразвук способствует снижению вязкости нефти в пласте от 10 до 80% что также способствует увеличению миграции флюидов в порах и трещинах пласта. В качестве расклинивающих агентов используют расширяющиеся вещества с коэффициентом объемного расширения 25-150. Для эффективной отработки пласта до во время и после вибровоздействия регистрируют в нем упругие колебания, анализируют и обрабатывают полученную геоакустическую информацию, строят в изолиниях карты распределения скорости продольных и сдвиговых волн и их коэффициентов поглощения и по ним судят о свойствах, модуле упругости, сдвиге, пористости в отдельных частях пласта, то есть производят диагностику пласта, и с учетом этой информации определяют места принудительного воздействия на пласт, так и места консервации отработанной части пласта скрепляющими растворами, чтобы не вызвать оседания почвы и техногенных землетрясений. Сущность способа заключается в том, что под воздействием мощных вибрационных нагрузок флюиды, содержащиеся в порах и трещинах пласта мигрируют (распространяются) во много раз быстрее, чем в отсутствие упругой волны, вследствие чего изменяется паровое давление и прочность пород пласта, окружающих эти поры их трещины. Эти изменения в свою очередь вызывают: перераспределение поля упругих напряжений на пути мигрирующих флюидов; частичную дегазацию пласта; проявление кавитирующих взрывов на пути распространения упругой волны, причем гидроразрывы мельчайшие пузырьки, заполненные паром, газом или их смесью, возникают в зоне разрежения упругой волны и схлопываются в зоне сжатия упругой волны, порождая пульсирующие потоки флюидов, разрушающие на своем пути породы пласта и способствующие снижению порочности пород на разрыв от 10 до 40% и увеличению проницаемости пласта на несколько порядков и повышению нефтеотдачи от 10 до 40% Явление миграции флюидов в порах и трещинах пласта авторы назвали упругим миграционным геоэффектом и выявили, что он имеет место в любых диапазонах частот: Гц, кГц, мГц. Преимущества способа состоят в следующем: возможность работать в выбранном диапазоне частот на любой глубине, так как виброисточником служит часть обсадной трубы; возможность закачать в пласт упругую энергию, соизмеримую с прочностью пород пласта на разрыв и тем самым управлять состоянием и свойствами пласта в процессе его эксплуатации, нагнетая в него ПАВ и другие разоупрочняющие вещества; повысить проницаемость пласта и его гидро- и аэродинамические связи за счет использования энергии кавитирующих взрывов и тем самым повысить нефтеотдачу пласта до 40% по сравнению с первоначальной. Использование предлагаемого изобретения позволяет значительно снизить энергоемкость способа и увеличить нефтеотдачу пласта до 40% по сравнению с обычными классическими технологиями.

Формула изобретения

1. СПОСОБ ТЕРМОШАХТНОГО ИЗВЛЕЧЕНИЯ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ ИЗ ПЛАСТА, при котором осуществляют двухгоризонтную разработку с нагнетанием с надпластового горизонта через вертикальные и наклонные нагнетательные скважины, оборудованные обсадными трубами, в продуктивный пласт теплоносителя, сбором нефти в горной выработке и подачей ее насосами на поверхность через добывающие скважины, пробуренные из расположенной в пласте добывающей галереи, отличающийся тем, что на наружную поверхность обсадных труб наносят слой редкоземельного элемента, к которому посредством электродов подводят напряжение, возбуждая в пласте упругие колебания, причем вибровоздействия производят поэтапно: вначале воздействуют с частотой 60 1500 Гц одновременно с нагнетанием в пласт разупрочняющих растворов в течение времени, при котором деформации сжатия пласта сменят деформации растяжения, затем осуществляют вибровоздействия с частотой, равной частоте собственных колебаний пласта, при одновременном нагнетании в пласт теплоносителя при температуре не более 80oС. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что слой редкоземельного элемента наносят на наружную поверхность обсадных труб секциями с шагом 3 5 м, а вибровоздействия производят последовательно, начиная с секции, расположенной у забоя скважины, и до устья, а затем наоборот. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в пласт нагнетают разупрочняющий раствор, содержащий 3 5% ПАВ под давлением 2 3 атм. 4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в нагнетаемые в пласт разупрочняющие растворы в качестве добавки содержит 1,2 1,6% от общего объема нагнетаемого раствора расклинивающие агенты плотностью 2,2 4,8 г/см3 и размерами частиц 0,03 0,6 мм. 5. Способ по п.1, отличающийся тем, что регистрируют импульсы давления, возбуждаемые виброисточниками в пласте, определяют их параметры, которыми управляют в процессе извлечения нефти из пласта. 6. Способ по пп.1, 3 и 4, отличающийся тем, что в качестве разупрочняющих растворов нагнетают гидроокись натрия или гидроокись натрия с метанолом. 7. Способ по п.1, отличающийся тем, что в пласте возбуждают мощные ультразвуковые колебания и на пути распространения упругих колебаний инициируют кавитирующие взрывы, причем энергию кавитирующего пузырька, возникающего в зоне разрежения упругой волны и схлопывающегося в зоне сжатия упругой волны, определяют из выражения E=P34/3Po, где Pо геостатическое давление в порах и трещинах пласта в отсутствии упругой волны, кг/см2; P размер кавитирующего пузырька, мм. 8. Способ по п.1, отличающийся тем, что возбуждают в пласте ультразвуковые колебания в диапазоне 1 20 кГц и снижают вязкость нефти в пласте от 10 до 80% 9. Способ по пп.1 и 3 6, отличающийся тем, что нагнетание в пласт разупрочняющих растворов осуществляют в течение времени, при котором прочность пород на разрыв снизится на 10 40% по сравнению с первоначальной. 10. Способ по пп.1 и 4, отличающийся тем, что в качестве расклинивающих агентов используют вещества, обладающие коэффициентом объемного расширения 25 150. 11. Способ по пп.1 и 5, отличающийся тем, что параметрами упругих колебаний управляют путем изменения величины возбуждающего напряжения и частоты. 12. Способ по п.1, отличающийся тем, что в отработанные части пласта нагнетают скрепляющие растворы, заполняют ими пустоты, поры и трещины пласта по мере отработки месторождения.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2, Рисунок 3

www.findpatent.ru

способ термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти по одногоризонтной системе - патент РФ 2529039

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых месторождений. Техническим результатом изобретения является учет влияния изменения напряженного состояния газоносного пласта на изменение коэффициентов фильтрационного сопротивления призабойной зоны. Сущность изобретения: способ включает проводку добывающей галереи в продуктивном нефтяном пласте или ниже него, бурение из добывающей галереи подземных пологонаклонных и/или горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин, закачку пара от поверхностной пароподающей скважины через нагнетательные скважины и отбор пластовой жидкости через добывающие скважины. Согласно изобретению одну нагнетательную и одну добывающую скважину объединяют в пару, представляющую отдельный дренажно-нагнетательный элемент. Траектории бурения нагнетательной и добывающей скважин в каждом дренажно-нагнетательном элементе прокладывают с учетом расположения забоев скважин на контуре участка в непосредственной близости друг от друга вплоть до пересечения их между собой, образуя зону схождения забоев. При этом в плане траектории нагнетательных скважин двух соседних дренажно-нагнетательных элементов располагают между добывающими скважинами, а устья каждой пары нагнетательных и добывающих скважин соседних дренажно-нагнетательных элементов образуют в галерее зону схождения устьев. При этом дренажно-нагнетательные элементы распределяют равномерно по всей площади участка в один или несколько ярусов в зависимости от толщины пласта. 1 пр., 4 ил.

Рисунки к патенту РФ 2529039

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к термошахтным способам разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов.

Известен способ термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти подземно-поверностным способом (см. патент РФ № 2114289, 1997; МПК: Е21В 43/24). Способ предусматривает проводку буровой галереи в продуктивном нефтяном пласте или ниже него, бурение из галереи пологонаклонных добывающих скважин, расположенных рядами, бурение с поверхности нагнетательных скважин вблизи границы участка разрабатываемого месторождения между рядами добывающих скважин, в промежутке между которыми и параллельно им бурят пологовосстающие скважины, забои которых ориентированы в кровлю нефтяного пласта, пересекают нагнетательные скважины или проходят в зоне их влияния и образуют единую нагнетательную систему для закачки теплоносителя в нефтяной пласт. Согласно способу осуществляют закачку пара в поверхностные нагнетательные скважины и отбор нефти через подземные добывающие скважины с последующим переносом фронта нагнетания пара через подземные пологовосстающие скважины, пересекающие нагнетательные скважины или проходящие в зоне их влияния.

Недостатком данного способа является длительное время установления гидродинамической связи между добывающими и нагнетательными скважинами. Это объясняется высокой вязкостью пластовой нефти, малым объемом свободного парового пространства, по которому может распространяться теплоноситель, что весьма существенно при достаточно больших расстояниях между добывающими и нагнетательными скважинами, при этом возможность увеличения давления закачки теплоносителя, в качестве которого применяется в основном насыщенный водяной пар, для вытеснения нефти ограничена свойствами нефти и условиями шахтной разработки (опасность возгонки нефти и поступления нефтяных газов в горные выработки).

Наиболее близким по технической сущности, принятым за прототип, является способ термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти по одногоризонтной системе, включающий проводку буровой галереи в продуктивном нефтяном пласте или ниже него, бурение из галереи подземных пологонаклонных и/или горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин, закачку пара от поверхностной пароподающей скважины через нагнетательные скважины и отбор пластовой жидкости через добывающие скважины. (См. книгу «Опыт подземной разработки нефтяных месторождении и основные направления развития термошахтного способа добычи нефти», авторы: Тюнькин Б.А., Коноплев Ю.П., г.Ухта, 1996, стр.34).

Однако данный способ предусматривает равномерное распределение добывающих скважин по объему пласта и равномерное распределение нагнетательных скважин вблизи границы участка параллельными рядами, что предопределяет возможность взаимодействия, то есть возникновения гидродинамической связи (ГДС) одной нагнетательной скважины с более чем двумя добывающими скважинами, или одной добывающей скважины с более чем двумя нагнетательными скважинами, то есть хаотическое распределение гидротермодинамических связей в пласте. Недостатком такого взаимодействия является невозможность регулирования процесса теплового воздействия, так как при наличии нескольких ГДС нагнетательной скважины с более чем двумя добывающими скважинами наиболее интенсивный фильтрационный поток осуществляется в направлении той скважины, с которой существуют наименьшие гидравлические сопротивления. Результатом является быстрый прогрев этой зоны и прорыв пара. Снижение темпа нагнетания пара для прекращения прорыва приводит к снижению фильтрации теплоносителя в другие скважины, что отрицательно влияет на темп отбора нефти.

Задачей изобретения является увеличение нефтеотдачи пласта за счет увеличения охвата пласта тепловым прогревом и дренированием путем контролируемого нагнетания пара и отбора нефти из каждой конкретной скважины.

Поставленная задача достигается тем, что в заявляемом способе термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти по одногоризонтной системе осуществляют проводку буровой галереи в продуктивном нефтяном пласте или ниже него, бурение из добывающей галереи подземных пологонаклонных и/или горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин, закачку пара от поверхностной пароподающей скважины через нагнетательные скважины и отбор пластовой жидкости через добывающие скважины.

Существенными отличительными признаками заявленного изобретения являются:

- одну нагнетательную и одну добывающую скважину объединяют в пару, представляющую отдельный дренажно-нагнетательный элемент;

- траектории бурения нагнетательной и добывающей скважин в каждом дренажно-нагнетательном элементе прокладывают с учетом расположения забоев скважин на контуре участка в непосредственной близости друг от друга вплоть до пересечения их между собой, образуя зону схождения забоев;

- траектории нагнетательных скважин двух соседних дренажно-нагнетательных элементов располагают в плане между добывающими скважинами;

- устья каждой пары нагнетательных и добывающих скважин соседних дренажно-нагнетательных элементов образуют в галерее зону схождения устьев;

- дренажно-нагнетательные элементы распределяют равномерно по всей площади участка в один или несколько ярусов в зависимости от толщины пласта.

Указанная совокупность существенных признаков обеспечивает создание благоприятных условий для наиболее быстрого установления гидравлической связи между нагнетательной и добывающей скважинами каждого дренажно-нагнетательного элемента, так как забои скважин на контуре участка расположены в непосредственной близости друг от друга вплоть до пересечения их между собой, образуя зону схождения забоев. Способ позволяет осуществлять контролируемое нагнетание пара и отбор нефти из каждой конкретной скважины, то есть управлять работой каждого дренажно-нагнетательного элемента и осуществлять разогрев пласта и отбор нефти именно с удаленных от горной выработки границ разрабатываемого участка с последующим охватом тепловым воздействием нефтяного пласта по длине добывающих скважин к горной выработке. Расположение нагнетательных скважин двух соседних дренажно-нагнетательных элементов в плане сопредельно между добывающими скважинами обеспечивает создание условий для предотвращения возникновения гидродинамической связи одной нагнетательной скважины с несколькими добывающими скважинами. Одновременное вовлечение в работу всех дренажно-нагнетательных элементов по всей площади разрабатываемого участка за счет увеличения охвата пласта тепловым прогревом и дренированием путем контролируемого нагнетания пара и отбора нефти из каждой конкретной скважины обеспечивает существенное увеличение нефтеотдачи пласта.

Заявленная совокупность существенных признаков не известна нам из уровня техники, поэтому заявленное изобретение является новым. Заявленные отличительные признаки изобретения являются неочевидными для среднего специалиста в данной области. В связи с этим мы считаем, что заявленное изобретение имеет изобретательский уровень. Изобретение промышленно применимо, так как имеющееся оборудование и технология, разработанная нами, позволяют реализовать способ в полном объеме.

На фиг.1 изображена схема участка разрабатываемого месторождения в плане. На фиг.2 схема того же участка с горной выработкой и скважинами, разрез 1-1 фиг.1. На фиг.3 изображена схема участка разрабатываемого месторождения в плане при проходке по пласту двух галерей; на фиг.4 - схема того же участка с двумя галереями и скважинами, разрез 1-1 фиг.3.

Обустройство участка залежи по предлагаемому способу производят в следующей последовательности. Проходку шахтных стволов и подготовительных выработок осуществляют традиционным образом. На выбранном участке шахтного поля в нижней части нефтяного пласта 1 (Фиг.1, 2) проходят буровую галерею 2 в виде панели. Из буровой галереи 2 в нефтяной пласт бурят добывающие 3 и нагнетательные скважины 4. Одну добывающую и одну нагнетательную скважину объединяют в пару, представляющую отдельный дренажно-нагнетательный элемент (ДНЭ), через который осуществляют прогрев и дренирование зоны пласта, прилегающей к этой паре скважин. Траектории бурения нагнетательной и добывающей скважин в каждом ДНЭ прокладывают с учетом расположения забоев скважин на контуре участка в непосредственной близости друг от друга вплоть до пересечения их между собой, образуя зону схождения забоев 5 скважин. Траектории нагнетательных скважин двух соседних ДНЭ в плане располагают между добывающими скважинами, а устья каждой пары нагнетательных и добывающих скважин соседних дренажно-нагнетательных элементов образуют в галерее зону схождения устьев, то есть устья каждой пары нагнетательных и добывающих скважин соседних дренажно-нагнетательных элементов располагают в непосредственной близости друг от друга, например в горизонтальной плоскости рядом или в вертикальной плоскости друг над другом. ДНЭ распределяют равномерно по всей площади участка в один или несколько ярусов зависимости от толщины пласта.

При наличии в нефтяном пласте непроницаемых пропластков забои добывающих и нагнетательных скважин обязательно располагают в нефтенасыщенных интервалах пласта. Исходя из принятой сетки скважин на разрабатываемом участке, определяют количество скважин в зависимости от длины контура разрабатываемого участка. Исходя от длины буровой галереи и необходимого количества скважин, расчитывают расстояние между устьями добывающих и нагнетательных скважин. В случае, если длина буровой галереи примерно равна длине контура разрабатываемого участка, то расстояния между устьями добывающих и нагнетательных скважин примерно соответствуют расстоянию между забоями скважин соседних ДНЭ. В случае, если длина буровой галереи отличается от длины контура разрабатываемого участка, то для определения расстояния между устьями добывающих и нагнетательных скважин длину буровой галереи делят на расчетное количество скважин.

По буровой галерее прокладывают паропровод и осуществляют подключение пара к каждой скважине. В нижней точке галереи 2 сооружают емкости для сбора продукции скважин и устанавливают насосы для ее откачки на поверхность, а для транспортировки добываемой жидкости по галерее от устьев скважин к емкости в подошвах галерей сооружают канавку или прокладывают трубу (на схеме не показаны).

Возможен вариант, когда на выбранном участке шахтного поля в нижней части пласта 1 (Фиг.3, 4) проходят две буровые галереи 2 в виде панели с расстоянием между ними, равным двум длинам скважин. В этом случае из каждой буровой галереи 2 в нефтяной пласт также бурят добывающие 3 и нагнетательные скважины 4, объединяя одну добывающую и одну нагнетательную скважину в пару, представляющую отдельный ДНЭ, через который осуществляют прогрев и дренирование зоны пласта, прилегающей к этой паре скважин. Траектории бурения нагнетательной и добывающей скважин в каждом ДНЭ также прокладывают с учетом расположения забоев скважин на контуре участка в непосредственной близости друг от друга вплоть до пересечения их между собой, образуя зону схождения забоев 5 скважин, при этом целесообразно зону схождения забоев 5 каждого ДНЭ одной галереи смещать относительно зоны схождения забоев 5 ДНЭ другой галереи на расстояние, ориентировочно равное половине расстояния между забоями скважин в ДНЭ. Траектории нагнетательных скважин двух соседних дренажно-нагнетательных элементов в плане также располагают сопредельно между добывающими скважинами, а ДНЭ распределяют равномерно по всей площади участка в один или несколько ярусов в зависимости от толщины пласта. В этом случае также осуществляют контролируемое нагнетание пара и отбор нефти из каждой конкретной скважины, то есть управляют работой каждого ДНЭ. Возможен вариант, когда зоны схождения забоев ДНЭ из разных галерей расположены рядом в одном месте. В данном случае может возникнуть гидродинамическая связь нагнетательной скважины одного из ДНЭ только с двумя добывающими скважинами соседних ДНЭ. Установить гидродинамическую связь между скважинами легко путем последовательного отключения скважин соседнего ДНЭ.

Способ осуществляют следующим образом. При бурении скважин из одной галереи на первом этапе осуществляют закачку пара в нагнетательные скважины каждого ДНЭ. В тех ДНЭ, где добывающие скважины прореагировали на нагнетание пара, а именно произошло повышение температуры в добывающих скважинах примерно на 20°С, продолжают закачку пара в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин. При отсутствии прямой гидравлической связи в каком-либо ДНЭ осуществляют циклическую закачку пара в добывающие скважины таких ДНЭ и их периодическую эксплуатацию в течение заданного рабочего цикла, например 14 дней. Циклы периодической эксплуатации добывающих скважин могут изменяться в зависимости от промысловых условий, при этом в нагнетательные скважины продолжают постоянную закачку пара до образования прямой гидравлической связи между скважинами, о которой судят также по повышению температуры в добывающих скважинах. После образования прямой гидравлической связи осуществляют отбор нефти из добывающих скважин и закачку пара в нагнетательные скважины. В процессе эксплуатации при необходимости, например при снижении дебита добывающей скважины по сравнению с другими добывающими скважинами, вновь осуществляют циклическую закачку пара в добывающие скважины таких ДНЭ и их периодическую эксплуатацию в течение заданного рабочего цикла с последующим переводом этих скважин на постоянную добычу нефти. Учитывая, что забои скважин расположены на границе разрабатываемого участка, в первую очередь будет разогреваться именно пограничная область участка и также происходить отбор нефти из наиболее удаленных от горной выработки участков с последующим разогревом и отбором нефти из участков пласта вдоль добывающей скважины. Расположение нагнетательных скважин двух соседних дренажно-нагнетательных элементов в плане сопредельно между добывающими скважинами предотвращает возникновение гидродинамической связи одной нагнетательной скважины с несколькими добывающими скважинами. Одновременное вовлечение в работу всех контролируемых дренажно-нагнетательных элементов по всей площади разрабатываемого участка обеспечивает существенное увеличение нефтеотдачи пласта. В варианте бурения скважин из двух галерей при смещении зоны схождения забоев 5 каждого ДНЭ одной галереи относительно зоны схождения забоев 5 ДНЭ другой галереи на расстояние, ориентировочно равное половине расстояния между забоями скважин в ДНЭ, способ осуществляют аналогично способу при бурении скважин из одной галереи. В варианте бурения скважин из двух галерей, когда зоны схождения забоев ДНЭ из разных галерей расположены рядом в одном месте, может возникнуть гидродинамическая связь нагнетательной скважины одного из ДНЭ только с двумя добывающими скважинами соседних ДНЭ. Установить гидродинамическую связь между скважинами легко путем последовательного отключения скважин соседнего ДНЭ. Если будет установлена гидродинамическая связь нагнетательной скважины ДНЭ одной галереи с добывающей скважинами этого же ДНЭ и добывающей скважиной соседнего ДНЭ, осуществляют снижение темпа закачки пара в эту нагнетательную скважину, а в добывающую скважину соседнего ДНЭ осуществляют циклическую закачку пара ее периодическую эксплуатацию в течение заданного рабочего цикла, например 14 дней. Циклы периодической эксплуатации добывающей скважины могут изменяться в зависимости от промысловых условий, при этом в нагнетательную скважину данного ДНЭ продолжают постоянную закачку пара до образования прямой гидравлической связи между скважинами, о которой судят также, по повышению температуры в добывающих скважинах. После образования прямой гидравлической связи осуществляют отбор нефти из добывающей скважины и закачку пара в нагнетательную скважину данного ДНЭ и увеличивают темп закачки пара в нагнетательную скважину соседнего ДНЭ. Дальнейшую разработку участков осуществляют по аналогии с разработкой участка при бурении скважин из одной галереи.

Рассмотрим пример конкретного осуществления способа при бурении скважин из одной галереи.

Предлагаемый способ может быть реализован на Ярегском месторождении высоковязкой нефти. Залежь представлена терригенными неоднородными трещиновато-пористым пластом на глубине 200-220 м, толщиной 26 м, с температурой 6-8°С, с пластовым давлением 0,1-0,2 МПа, пористостью 26%, проницаемостью 2-3 мкм2, вязкостью нефти 12 Па*с. Рассматриваемый участок залежи длиной 400 м и шириной 300 м расположен на границе шахтного поля. Обустройство участка залежи осуществляют в последовательности, описанной ранее. В подошве пласта проходят галерею 2 в виде панели длиной до 400 метров (на фиг.1 показана часть участка, соответствующая примерно половине длины разрабатываемого участка). Галерею 2 располагают в 300 метрах параллельно границе шахтного поля. Согласно принятой сетке размещения скважин расстояние между скважинами равно 25 м, то есть расстояние между зонами схождения забоев добывающих скважин 3 и нагнетательных скважин 4 ДНЭ равно 25 м. Принимаем длину зоны схождения забоев скважин, равной нулю, и условно разделяем длину контура разрабатываемого участка на отрезки длиной, равной 25 метрам, и определяем количество добывающих и нагнетательных скважин, которое необходимо пробурить на рассматриваемом участке. Исходя из этого условия в данном примере из галереи 2 должно быть пробурено всего 16 скважин: восемь добывающих и восемь нагнетательных скважин в одном ярусе длиной 300 м. В рассматриваемом случае длина буровой галереи примерно равна длине контура разрабатываемого участка. Принимаем длину зоны схождения устьев равной нулю (при расположении устьев скважин в вертикальной плоскости друг над другом), тогда расстояние между зонами схождения устьев добывающих и нагнетательных скважин в галерее также равно 25 метрам. При толщине нефтяного пласта 1, равной 26 метрам, добывающие 3 и нагнетательные 4 скважины бурят в 2 яруса. При этом забои верхнего яруса располагают в кровле пласта 1, а забои нижнего яруса - в средней части по толщине пласта 1. При наличии в нефтяном пласте непроницаемых пропластков забои добывающих и нагнетательных скважин обязательно располагают в нефтенасыщенных интервалах пласта. Все добывающие и нагнетательные скважины обсаживают на глубину 50 метров от устья и оснащают фильтровыми колоннами для предотвращения выноса песка. По галерее 2 прокладывают паропровод с возможностью подключения подачи пара в каждую скважину. В нижней точке галереи 2 сооружают емкости для сбора продукции скважин и устанавливают насосы для ее откачки на поверхность, а для транспортировки добываемой жидкости по галерее от устьев скважин к емкости в подошвах галерей сооружают канавку или прокладывают трубу. Способ осуществляют по описанной ранее технологии.

Таким образом, заявляемый способ обеспечивает условия для активного целенаправленного теплового воздействия на каждый дренажно-нагнетательный элемент разрабатываемого участка, то есть обеспечивается возможность контроля нагнетания пара в каждую конкретную скважину и отбора нефти из конкретной скважины и охват всего нефтяного пласта тепловым воздействием, что обеспечивает существенное увеличение нефтеотдачи пласта и, как результат, сокращение срока вывода разрабатываемого участка на проектный уровень добычи нефти и сокращение срока разработки всего месторождения.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

Способ термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти по одногоризонтной системе, включающий проводку добывающей галереи в продуктивном нефтяном пласте или ниже него, бурение из добывающей галереи подземных пологонаклонных и/или горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин, закачку пара от поверхностной пароподающей скважины через нагнетательные скважины и отбор пластовой жидкости через добывающие скважины, отличающийся тем, что одну нагнетательную и одну добывающую скважину объединяют в пару, представляющую отдельный дренажно-нагнетательный элемент, траектории бурения нагнетательной и добывающей скважин в каждом дренажно-нагнетательном элементе прокладывают с учетом расположения забоев скважин на контуре участка в непосредственной близости друг от друга вплоть до пересечения их между собой, образуя зону схождения забоев, при этом в плане траектории нагнетательных скважин двух соседних дренажно-нагнетательных элементов располагают между добывающими скважинами, а устья каждой пары нагнетательных и добывающих скважин соседних дренажно-нагнетательных элементов образуют в галерее зону схождения устьев, причем дренажно-нагнетательные элементы распределяют равномерно по всей площади участка в один или несколько ярусов в зависимости от толщины пласта.

www.freepatent.ru

Термошахтный способ разработки высоковязкой нефти

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения нефти, обладающей аномально высокой вязкостью. Технический результат - повышение коэффициента извлечения пластовой нефти на 7-9%, равномерный прогрев пласта по высоте. Термошахтный способ разработки высоковязкой нефти включает закачку теплоносителя в нефтяной пласт через вертикальные нагнетательные скважины, отбор пластовой жидкости через восходящие и горизонтальные добывающие скважины, пробуренные из буровой галереи нефтяного пласта, при этом в буровой галерее устья добывающих скважин верхних и нижних ярусов соединяют попарно трубопроводами с запорной арматурой, а добычу пластовой жидкости ведут в циклическом режиме, добывающие скважины верхнего яруса используют в нагнетательном режиме до момента заполнения пластовой жидкостью скважины нижнего яруса, а в добывающем - до момента минимального или полного истечения пластовой жидкости. 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения нефти, обладающей аномально высокой вязкостью.

Известен способ разработки месторождений сверхвязкой нефти, включающей строительство горизонтальных добывающих и нагнетательных 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 (RU 2471972 С1, опубл. 10.01.2013 г.).

Недостатком известного способа является неравномерный прогрев нефтяного плата и низкий коэффициент извлечения нефти.

Известен способ обработки углеводородосодержащих пластов с использованием неравномерно расположенных источников тепла (RU 2477368 С2, опубл. 13.10.2008 г.).

Недостатком известного способа является отсутствие распределения тепла по толщине пласта, инерционность системы, вертикальное расположение добывающих скважин, различная цикличность закачки-добычи, проходка добывающих скважин в пустых породах и, следовательно, низкая производительность способа.

Известен способ шахтной разработки нефтяных месторождений, заключающийся в прогреве продуктивного пласта теплоносителем, закачиваемым в горизонтальные или наклонные скважины, расположенные вкрест простирания трещин, и последующем отборе нефти, и после предварительного прогрева пласта в смешении теплоносителя с поверхностно-активным веществом, стабилизатором и газовой фазой и подачей в скважины, расположенные вдоль простирания трещин (RU 925149, опубл. 28.08.80).

Недостатком известного способа является сложность его осуществления, связанная с необходимостью подготовки смешанного теплоносителя с поверхностно-активным веществом с целью обеспечения равномерного прогрева разрабатываемого участка нефтяного пласта.

Наиболее близким способом к заявленному является способ термошахтной разработки высоковязкой нефти разветвленными скважинами, включающий закачку теплоносителя в нефтяной пласт через поверхностные нагнетательные скважины, распределение пара посредством разветвленных парораспределительных скважин, отбор пластовой жидкости через восходящие или горизонтальные разветвленные добывающие скважины. Устья подземных парораспределительных и добывающих скважин обсаживают термоизолированными колоннами (RU 2287053 С1, опубл. 10.11.2006).

Недостатком известного способа является низкий коэффициент извлечения пластовой нефти 0,5-0,7 и высокие энергозатраты из-за наличия тепловых потерь и недостаточного прогрева нижней части продуктивного нефтяного пласта.

Технический результат заключается в создании термошахтного способа разработки высоковязкой нефти, позволяющего повысить коэффициент извлечения пластовой нефти на 7-9% в зависимости от геологических условий и снизить энергозатраты за счет осуществления равномерного прогрева нефтяного пласта по высоте.

Технический результат достигается за счет того, что при осуществлении термошахтного способа разработки высоковязкой нефти, включающего закачку теплоносителя в нефтяной пласт через вертикальные нагнетательные скважины, отбор пластовой жидкости через восходящие и горизонтальные добывающие скважины, пробуренные из буровой галереи нефтяного пласта, согласно изобретению в буровой галерее устья добывающих скважин верхних и нижних ярусов соединяют попарно трубопроводами с запорной арматурой, а добычу пластовой жидкости ведут в циклическом режиме, при этом добывающие скважины верхнего яруса используют в нагнетательном режиме до момента заполнения пластовой жидкостью скважины нижнего яруса, а в добывающем - до момента минимального или полного истечения пластовой жидкости.

Скважины верхнего яруса имеют тенденцию к прорывам теплоносителя (пара), а скважины нижнего яруса как правило являются низкодебетными.

При подаче теплоносителя (пара) в вертикальные нагнетательные скважины тепловой фронт подходит к добывающим скважинам различных ярусов, начиная с верхнего. Соединение устьев добывающих скважин верхнего и нижнего ярусов попарно трубопроводом с запорной арматурой позволяет осуществлять регулирование равномерного распределения теплоносителя (пара) по высоте нефтяного пласта и необходимый нагрев его нижнего яруса.

Регулирование подачи теплоносителя с помощью запорной арматуры позволяет эксплуатировать скважины верхнего яруса в двух режимах - нагнетательном и добывающем, обеспечивая высокую эффективность нефтедобычи за счет оптимизации подвода и распределения тепловой энергии.

Таким образом, существенные признаки, указанные в формуле изобретения, позволяют решать техническую задачу, т.е. осуществлять эффективное распределение теплоносителя по ярусам нефтяного пласта, в особенности в нижней части, и к концу разработки участка нефтяного плата снижать разность коэффициентов нефтеизвлечения ярусов пласта, повышая коэффициент извлечения нефти на 7-9% при низких энергозатратах на добычу.

На фиг.1 представлен добычной комплекс, реализующий заявляемый способ.

На фиг.2 показана схема установки соединительных трубопроводов и запорной арматуры в нефтяном пласте.

Добычной комплекс для осуществления заявляемого способа строят следующим образом.

Вначале над нефтяным пластом с поверхности строят вертикальные воздухоподающий и вентиляционный стволы 1. Далее выполняют сеть капитальных горных выработок 2. Перед проходкой наклонных горных выработок 4, т.е. уклона и ходка, строят систему, состоящую из лебедочной и подземной распределительной подстанций (не показаны). После проходки горных выработок 4 в подошве нефтяного пласта выполняют буровую галерею 5. С поверхности по периферии уклонного блока бурят вертикальные нагнетательные скважины 6 для подачи теплоносителя (пара), соединенные с котельной или парогенератором 7. Из буровой галереи 5 бурят по плотной сетке наклонные и горизонтальные добывающие скважины 8. В зависимости от толщины нефтяной пласт 9 делят по высоте на верхний и нижний ярусы. Устья скважин верхнего и нижнего ярусов соединяют трубопроводом 10 и устанавливают запорную арматуру 11 (фиг.2).

Добычу пластовой воды и нефти заявляемым способом осуществляют в следующем порядке.

При разных состояниях запорной арматуры 11 добывающая скважина 8 верхнего яруса, имеющая тенденцию к прорывам пара в уклонный блок, может работать в 2-х режимах: нагнетательном и добывающем. В нагнетательном режиме скважина 8 верхнего яруса работает до момента заполнения пластовой жидкостью скважины 8 нижнего яруса. В добывающем режиме скважина 8 нижнего яруса работает до момента снижения истечения пластовой жидкости до минимального, либо полного истечения в течение одного цикла.

Таким образом, предлагаемый термошахтный способ разработки высоковязкой нефти позволяет осуществлять эффективный подвод и распределение тепловой энергии внутри нефтяного пласта, в особенности в нижней части, и к концу разработки участка нефтяного плата снижать разность коэффициентов нефтеизвлечения ярусов пласта, повышая коэффициент извлечения пластовой нефти до 0,77 при низких энергозатратах.

Термошахтный способ разработки высоковязкой нефти, включающий закачку теплоносителя в нефтяной пласт через вертикальные нагнетательные скважины, отбор пластовой жидкости через восходящие и горизонтальные добывающие скважины, пробуренные из буровой галереи нефтяного пласта, отличающийся тем, что в буровой галерее устья добывающих скважин верхних и нижних ярусов соединяют попарно трубопроводами с запорной арматурой, а добычу пластовой жидкости ведут в циклическом режиме, при этом добывающие скважины верхнего яруса используют в нагнетательном режиме до момента заполнения пластовой жидкостью скважины нижнего яруса, а в добывающем - до момента минимального или полного истечения пластовой жидкости.

www.findpatent.ru

Источники нагревающего микроклимата при разработке месторождений высоковязких нефтей термошахтным способом Текст научной статьи по специальности «Горное дело»

Ж М.А.Нор, Е.В.Нор, Н.Д.Цхадая

ЧыР Источники нагревающего микроклимата.

622.418:622.276.55 (470.18)

ИСТОЧНИКИ НАГРЕВАЮЩЕГО МИКРОКЛИМАТА ПРИ РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ ТЕРМОШАХТНЫМ СПОСОБОМ

М.А.НОР1, Е.В.НОР2, Н.Д.ЦХАДАЯ2

1 Центр нефтетитанового производства, ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг», Ухта, Россия

2 Ухтинский государственный технический университет, Ухта, Россия

Рассматривается вклад основных источников нагревающего микроклимата с целью разработки технологии нормализации параметров микроклимата в горных выработках при термошахтной технологии добычи высоковязких нефтей.

Работа в условиях нагревающего микроклимата, параметры которого превышают предельно-допустимые значения, может привести к обезвоживанию, обмороку, тепловому удару у горнорабочих. В целях обеспечения безопасных условий труда предусмотрено нормирование пороговых значений темпера-турно-влажностных параметров, превышение которых вероятно при существующих технологиях добычи высоковязкой нефти термошахтным способом.

На основе температурно-влажностной съемки проведен сравнительный анализ зависимости температуры атмосферы добывающих галерей от их конфигурации.

Выдвинута гипотеза о сокращении срока эффективной эксплуатации кольцевой добывающей галереи в сравнении с протяженно панельной по температурным ограничениям.

Ключевые слова: термошахтная разработка, нагревающий микроклимат, температурно-влажностная съемка, тепловыделение, подземные горные работы

Как цитировать эту статью: Нор М.А. Источники нагревающего микроклимата при разработке месторождений высоковязких нефтей термошахтным способом / М.А.Нор, Е.В.Нор, Н.Д.Цхадая // Записки Горного института. 2017. Т. 225. С. 360-363. DOI: 10.18454/РМ1.2017.3.360

Введение. При наличии в современных системах охраны труда значительного массива систем и методов улучшения условий труда по широкому спектру профессий в самых разнообразных видах деятельности подчас возникает необходимость применения этих методов на узконаправленных или опытно-промышленных предприятиях, на которых нормализация условий труда осложнена спецификой технологий. Одной из таких технологий является способ термошахтной разработки Ярегской площади Ярегского нефтетитанового месторождения высоковязкой нефти (ЯНТМ).

При ведении добычи нефти методом термошахтной разработки на Ярегской площади, реализуемой на сегодняшний день методами одногоризонтной и подземно-поверхностной разработки, одним из факторов производственной среды является микроклимат горных выработок, который характеризуется повышенными значениями температуры и влажности исходящих вентиляционных струй добывающих галерей выработок эксплуатационных блоков. Согласно данным исследований параметров микроклиматических параметров температурные показатели в горных выработках, посещаемых работниками нефтешахт, могут достигать 45 °С при относительной влажности 80 %.

Последствиями работы в условиях нагревающего микроклимата являются ухудшение самочувствия, снижение работоспособности и производительности труда, а также риск теплового удара, в ряде случаев приводящего к летальному исходу [12, 13, 15]. Кроме того, стоит отметить, что состояние здоровья работников, подверженных подобным вредным и опасным воздействиям, ухудшается за счет возникновения дисфункций сердечно-сосудистой и центральной нервной систем [7, 9, 14]. В связи с этим установлены температурные ограничения для микроклиматических параметров рабочих зон [2, 4, 6].

Цель исследования - сравнительный анализ методов отработки эксплуатационных блоков применением протяженно панельных и кольцевых добывающих галерей по температурно-влажностной характеристике микроклимата.

Методология исследования. Анализ термодинамических процессов, происходящий в насыщенных породах пластов, на сегодняшний день носит сугубо обобщенный характер - в рамках специальных научных дисциплин. Применительно к условиям уникальных месторождений можно выделить только результаты узконаправленных работ, что проводятся только в рамках проектов разработки конкретных объектов и поэтому зачастую носят коммерческий (закрытый) характер.

Ж М.А.Нор, Е.В.Нор, Н.Д.Цхадая

ЧыР Источники нагревающего микроклимата.

100 1

о

о

й

л

&

л и

н

60-

20

1

5 9 13 17 2^ 25

Расстояние от подошвы нефтенасыщенной части пласта (ВНК), м

Изменение температуры по толщине пласта эксплуатационного блока Юг-2

Моделирование теплофизи-ческих процессов происходит в условиях шахтных разработок, основано на результатах исследований микроклиматических параметров шахтной атмосферы, способно помочь в создании лишь весьма условной тепловой модели процессов, основанной на статистике, но никак не на понимании термодинамических процессов.

На сегодняшний день не существует комплексной тепловой модели термошахтной разработки Ярегского месторождения, а прогнозы строятся только на результатах статистической обработки данных исследований микроклиматических параметров (воздушно-депрессионных и тем-пературно-влажностных съемок), соотнесенных с данными моделирования тепловых процессов в пласте (например, программный модуль CMG) и технологических процессов разработки.

Результаты исследований и их обсуждение. В настоящий момент отработка площадей эксплуатационных блоков Ярегской площади ЯНТМ производится при помощи технологии пароте-плового воздействия на пласт. При реализации данного метода нефтяной пласт прогревается по всей его мощности, что приводит, в частности, к тепловыделениям в рудничную атмосферу горных выработок, расположенных непосредственно в продуктивном пласте [1, 8, 10, 11].

В ходе работ по созданию математической модели теплофизических процессов данной технологии было установлено три источника тепловыделений:

1) породный массив;

2) устьевая арматура;

3) истекающая жидкость.

Температура добываемой жидкости может сильно разниться в начальный период разработки (от 35 до 80 °С в первые 2-3 года эксплуатации блока), а нагрев воздушной струи зависит от темпов отбора добываемой жидкости из скважин.

Температура устьевой арматуры варьируется от наименьшей температуры добываемой жидкости до температуры закачиваемого в пласт пара. Воздействие устьевой арматуры на температуру воздуха находится в прямой зависимости от количества прогретых скважин.

Степень нагрева массива (согласно опытным и модельным данным) в силу специфики процесса разработки имеет неравномерно распределенную температуру по мощности пласта (см. рисунок) и по сути зависит от коэффициента извлечения нефти (КИН) [5].

Согласно приведенному графику (КИН = 0,244) при КИН = 0,8 температура пласта по уровню добывающей галереи 3-6 м будет в пределах установившейся по этому уровню температуры теплоносителя, варьирующейся при диффузном перемешивании от 50 до 65 °С при неизменных объемах закачки теплоносителя.

Результаты проведенной температурно-влажностной съемки горных выработок эксплуатационных блоков «Панель №1 блока 345-Север» и «1-Т9» показали, что при 5-кратной разнице в протяженности добывающих галерей (500 и 110 м соответственно) и при равных температурно-влажностных параметрах входящей струи температура и относительная влажность исходящих струй воздуха приблизительно равны (отклонение - 5 %):

Температура на входе, °С.........................

Влажность на входе, %...........................

Температура на выходе, °С.......................

Влажность на выходе, %..........................

Теплопоступления от массива, кВт/ %...............

Теплопоступления от добываемой жидкости, кВт/ % . . Теплопоступления от устьевого оборудования, кВт/ % .

Панель №1 ГттЛЬ. 1 НТО

блока 345-Север Блок 1-Т9

21 20

14 15

38 39

33 40

154/64 100/58

82/34 69/39,3

5,1/2 4,7/2,7

J\ M.A.Hop, E.B.Hop, Н.ДДхадая

:,и í Источники нагревающего микроклимата.

При этом средняя температура стенок выработки по блоку составляет приблизительно 40 °С (38-43 °С).

Таким образом, полученные данные позволяют предположить, что прогрев породного массива кольцевой галереи в большей степени будет обусловлен высокой плотностью добывающих и парораспределительных скважин, что приводит к большему проценту площади прогретого околоустьевого массива в отношении всего породного массива, а протяженно панельной галереи - лишь прогревом массива по всему пласту. Однако средние значения температур стенок выработок равны, что вызывает логическое противоречие при равенстве времени разработки. Сравниваемые же блоки имеют по продолжительности разработки разные величины: 345-Север -10 лет (КИН = 0,5), а 1-Т9 - 4 года (КИН = 0,24).

Приведенный анализ позволяет предположить, что система подземно-поверхностной разработки с применением кольцевых добывающих галерей имеет более ранний «температурный предел» по участию работников непосредственно в процессах дренирования добывающих скважин.

Данный предел устанавливается в 36 °С для кратковременного нахождения работников в рабочей зоне, причем не более 1-2 раз за рабочую смену [3].

Снижение температуры вентиляционной струи посредством повышения расхода воздуха имеет свой предел - максимально допустимую скорость воздуха (6 м/с).

Процентный вклад источников тепловыделений в атмосферу добывающих галерей позволит рассчитать граничный по допустимой температуре период эксплуатации кольцевой галереи при постоянных темпах отбора нефти, которые обуславливают необходимость применения специфических технологий снижения температуры в горных выработках шахт, реализующих технологию термошахтной разработки.

Выводы

1. Метод термошахтной разработки имеет существенный недостаток - высокую температуру атмосферы добывающих выработок, что может ограничить область применения этого эффективного способа добычи сложноизвлекаемых высоковязких нефтей.

2. Проведенный анализ показал преимущества использования выработок с меньшей концентрацией добывающих и парораспределительных скважин в отношении к протяженности добывающей галереи.

3. Целесообразно создание прогнозирующей модели теплофизических процессов в горных выработках при термошахтной технологии добычи высоковязких нефтей, учитывающей повышенную сложность моделирования данных процессов в условиях Ярегского месторождения.

ЛИТЕРАТУРА

1.АренсВ.Ж. Теплофизические аспекты освоения ресурсов недр / В.Ж.Аренс, А.П.Дмитриев, Ю.Д.Дядькин. Л.: Недра, 1988. 336 с.

2. Дядькин Ю.Д. Тепловые процессы в горных выработках / Ю.Д.Дядькин, Ю.В.Шувалов, С.Г.Гендлер. Л.: ЛГИ, 1978. 104 с.

3. Правила безопасности при разработке нефтяных месторождений шахтным способом. М.: ХОЗУ Миннефтепрома, 1986. 228 c.

4. СанПиН 2.2.4.548-96. Физические факторы производственной среды. Гигиенические требования к микроклимату производственных помещений. Санитарные правила и нормы. М.: Информационно-издательский центр Минздрава России, 2001. 20 с.

5. Термошахтная разработка нефтяных месторождений / В.Ф.Буслаев, Ю.П.Коноплев, З.Х.Ягубов, Н.Д.Цхадая; под ред. Н.Д.Цхадая. М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2006. 288 с.

6. Цхадая Н.Д. Комплексная оценка условий труда в нефтяных шахтах при паротепловом воздействии на пласт. СПб: Изд-во СПбГУ, 1997. 120 с.

7. Чеботарев А.Г. Физиолого-гигиеническая оценка микроклимата на рабочих местах в шахтах и карьерах и меры профилактики его неблагоприятного воздействия / А.Г.Чеботарев, Р.Ф.Афанасьева // Горная промышленность. 2012. № 6. С.34-40.

8. Aziz M. The influence of natural convection in gaz, oil and water reservoirs / M.Aziz, S.A.Bories, M.A.Combarnous. Petrol. Soc. Can. Inst. Mining, Calgary Pap. 8242. 1972. 32 p.

9. Brake D.J. The Deep Body Core Temperatures, Physical Fatigue and Fluid Status of Thermally Stressed Workers and the Development of Thermal Work Limit as an Index of heat Stress: School of Public Health Doctoral Dissertation. Curtin University of Technology. Australia, 2002. 294 p.

J\ M.A.Hop, E.B.Hop, Н.Д.Цхадая

:,и i Источники нагревающего микроклимата.

10. HuntA.P. Symptoms of heat illness in surface mine workers / A.P.Hunt, A.W.Parker, I.B.Stewart // International Archives of Occupational and Environmental Health, 2013. № 85 (5). P.519-527. D01:10.1007/s00420-012-0786-0.

11. Jeffrey R. Experience and results from using hydraulic fracturing in coal mining // Proceedings of the 3rd International workshop on mine hazards prevention and control, Brisbane. 2013. P. 110-116.

12. Lees F. Lees' Loss Prevention in the Process Industries: Hazard Identification, Assessment and Control. ButterworthHeinemann, 2012. 3776 p.

13. Lemke B. Calculating workplace WBGT from meteorological data: a tool for climate change assessment / B.Lemke, T.Kjellstrom // Industrial Health. 2012. № 50. P.267-278.

14. McPherson M.J. Subsurface Ventilation Engineering. London. 2012. URL: https://www.mvsengineering.com/files/Subsurface-Book/MVS-SVE_Chapter17.pdf (Date of access: 15.02.2017).

15. VatanpourS. Can public health risk assessment using risk matrices be misleading? / S.Vatanpour, S.E.Hrudey, I.Dinu // Int. J.Environ. Res. Public Health, 2015. № 12. P.9575-9588. D0I:10.3390/ijerph220809575.

Авторы: М.А. Нор, инженер отдела ПШР, [email protected] (ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг», Центр неф-тетитанового производства, Ухта, Россия), Е.В. Нор, канд. техн. наук, доцент, заведующая кафедрой, [email protected] (Ухтинский государственный технический университет, Ухта, Россия), Н.Д. Цхадая, д-р техн. наук, профессор, ректор, [email protected] (Ухтинский государственный технический университет, Ухта, Россия).

Статья принята к публикации 24.03.2017.

cyberleninka.ru

Способ шахтной разработки нефтяного месторождения

 

Разработку залежи ведут в два этапа. На первом этапе пар закачивают через нагнетательные скважины, пробуренные из горных выработок, расположенных над нефтяным пластом. Отбор нефти осуществляют через пологовосходящие скважины, пробуренные из горных выработок, расположенных в нижней части пласта. По окончании основного периода разработки, когда эксплуатируемый участок переходит в завершающую стадию, характеризующуюся падением добычи нефти, из выработок, расположенных в нижней части пласта, бурят дополнительные восходящие крутонаклонные и вертикальные скважины. В часть из них закачивают теплоноситель, используя остальные скважины для отбора нефти. Разработку участка ведут до экономически выгодного уровня добычи нефти. 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки нефтяных месторождений шахтным способом.

Известен способ добычи высоковязкой нефти /1/, включающий проходку горной выработки ниже нефтяного пласта, бурение из нее пологонаклонных и горизонтальных скважин, закачку через них пара, которая чередуется с добычей нефти. Недостатком этого способа является неполный охват пласта процессом разработки и снижение его нефтеотдачи вследствие отсутствия скважин непосредственно над горной выработкой, из которой бурят только пологие и горизонтальные скважины. Другим недостатком этого способа является неудовлетворительное состояние температурного режима в горной выработке, где расположены и добывающие, и нагнетательные скважины. Это затрудняет отбор нефти из добывающих скважин из-за высокой температуры добываемой жидкости и снижает коэффициент использования скважин и темп отбора нефти из пласта. Известен способ разработки нефтяных месторождений, сущность которого заключается в том, что из горной выработки, расположенной под нефтяным пластом, бурят снизу вверх наклонные и вертикальные скважины, после чего осуществляют поочередную закачку теплоносителя в часть скважин, одновременно отбирая нефть из остальных. К недостаткам этого способа относится то, что в течение всего периода разработки пласта осуществляют закачку теплоносителя и отбор нефти из одних и тех же горных выработок, причем для закачки пара и отбора нефти поочередно используют одни и те же скважины. Вследствие этого в течение всего периода разработки пласта, практически с самого начала процесса теплового воздействия, температура добываемой жидкости на устьях скважин достигает 80оС и выше. Это приводит с одной стороны к росту температуры в горной выработке и ухудшению условий труда работающих, а с другой стороны к снижению коэффициента использования добывающих скважин, в результате чего снижается темп отбора нефти из пласта. Известен также способ термо-шахтной разработки, используемый на Ярегском месторождении, сущность которого заключается в том, что закачку теплоносителя пара осуществляют через нагнетательные скважины, пробуренные из горных выработок, расположенных выше нефтяного пласта, а отбор нефти осуществляют через пологовосходящие скважины, пробуренные веерообразно из галереи уклона, расположенной в нижней части нефтяного пласта. Недостатком этого способа является отсутствие нагнетательных и добывающих скважин в центральной части разрабатываемого блока, в результате чего часть нефтяного пласта, расположенная над буровой галереей, не вовлекается в разработку. Это приводит к снижению охвата и нефтеотдачи пласта. Целью изобретения является увеличение охвата и нефтеотдачи пласта. Цель достигается тем, что разработку залежи ведут в два этапа. На I этапе пар закачивают через нагнетательные скважины, пробуренные из горных выработок, расположенных над нефтяным пластом, а отбор нефти осуществляют через пологовосходящие скважины, пробуренные из горных выработок, расположенных в нижней части пласта. По окончании основного периода разработки, когда эксплуатируемый участок переходит в 3-ю, завершающую стадию, характеризующуюся падением добычи нефти, из выработок, расположенных в нижней части пласта, бурят дополнительно снизу вверх крутонаклонные и вертикальные скважины, в часть из которых закачивают теплоноситель, используя остальные скважины для отбора нефти. Рекомендуемый способ позволяет повысить охват и нефтеотдачу пласта за счет вовлечения в процесс разработки той части пласта, которая расположена непосредственно над горными выработками. На фиг. 1 показана схема расположения выработок и скважин, разрез; на фиг. 2 схема расположения выработок и скважин, вид в плане. С поверхности земли (фиг. 1, 2) проходят вертикальный шахтный ствол 1 до надпластовых горных пород. Из шахтного ствола проходят горизонтальную выработку 2, в которой сооружают буровые камеры 3. Из буровых камер 3 в нефтяной пласт сверху вниз бурят вертикальные и наклонные нагнетательные скважины 4. Из горной выработки 2 проходят наклонные выработки 5 в подошву нефтяного пласта, где сооружают буровую галерею 6, из которой бурят пологовосходящие добывающие скважины 7. Затем осуществляют закачку пара в пласт через нагнетательные скважины 4, одновременно отбирая нефть из добывающих скважин 7. По мере теплового воздействия на пласт добыча нефти по разрабатываемому участку растет, затем стабилизируется и после достижения нефтеотдачи пласта 25-30% начинает снижаться. Начало снижения добычи нефти будет свидетельствовать о переходе разрабатываемого участка в завершающую стадию эксплуатации. На этой стадии переходят к второму этапу разработки, для чего из буровой галереи 6 снизу вверх бурят дополнительные крутонаклонные и вертикальные скважины 8 и 9. В скважины 8 осуществляют закачку пара, одновременно отбирая нефть из скважин 9 и 7. После повышения температуры добываемой жидкости на устьях скважин свыше 60оС закачку пара в скважины 8 прекращают и начинают закачку пара в скважины 9, при этом из скважин 8 и 7 ведут отбор нефти. В дальнейшем продолжают поочередную закачку пара в скважины 8 и 9, одновременно отбирая нефть из всех остальных скважин, не находящихся под закачкой. В течение всего 2-го этапа разработки участка ведут периодическую закачку пара в нагнетательные скважины 4. Разработку участка ведут до экономически выгодного уровня добычи нефти. Способ может быть реализован на Ярегском месторождении высоковязкой нефти (Коми ССР), разрабатываемом шахтным способом. На этом месторождении пройдены шахтные стволы до надпластового горизонта, где сооружены горные выработки и буровые камеры, из которых сверху вниз пробурены вертикально и наклонно нагнетательные скважины глубиной 50-60 м до подошвы нефтяного пласта (фиг. 1, 2). Разработка пласта ведется уклонными блоками площадью 10-15 га. Для подготовки одного блока из надпластовых горных выработок в подошву пласта проходятся наклонные выработки и сооружается буровая галерея кольцевой формы, из которой по всему периметру уклонного блока бурятся пологовосходящие добывающие скважины длиной до 200-300 м под углом до 10о к горизонту. В нагнетательные скважины, пробуренные из надпластовых горных выработок, закачивается пар давлением до 2-3 атм, а из пологовосходящих добывающих скважин добывают нефть. На 5-й год после начала теплового воздействия добыча нефти по блоку увеличивается до максимального уровня 100 т/сут. К этому времени нефтеотдача пласта достигает 25% На 7-й год добыча нефти по уклонному блоку начинает снижаться и блок вступает в завершающую стадию разработки. В этот период приступают к реализации 2-го этапа разработки. Из буровой галереи снизу вверх бурят 16 дополнительных вертикальных и крутонаклонных скважин, располагая их в центральной части разрабатываемого пласта. В 8 скважин (через одну) начинают закачку пара давлением 2-3 атм, а из всех остальных скважин, пробуренных из буровой галереи, отбирают нефть. Спустя 3 месяца после начала закачки пара температура жидкости в большинстве добывающих скважин достигает 60-70оС. После этого закачку пара в 8 дополнительных скважин прекращают и вводят под закачку другие дополнительно пробуренные скважины (8 шт). Из всех остальных скважин буровой галереи ведут отбор нефти. В дальнейшем продолжают разработку уклонного блока по аналогичной технологии. На 10-й год с начала разработки уклонного блока обводненность нефти возрастает до 99% К этому времени нефтедача пласта на площади уклонного блока достигает 56% что на 10% превышает нефтеотдачу пласта при разработке уклонного блока по технологии, применяемой на Ярегском месторождении в настоящее время. Таким образом использование данного способа разработки только на Ярегском месторождении позволит повысить нефтеотдачу пласта по сравнению с применяемой технологией на 10% при одновременном сохранении нормального температурного режима в горных выработках в течение основного периода разработки залежи.

Формула изобретения

СПОСОБ ШАХТНОЙ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ, включающий закачку теплоносителя через нагнетательные скважины, пробуренные из надпластовых горных выработок, и отбор нефти из пологовосходящих скважин, пробуренных из горных выработок, расположенных в нижней части пласта, отличающийся тем, что после завершения основного периода разработки пласта при начале падения добычи нефти из выработок, расположенных в нижней части пласта, бурят снизу вверх дополнительно крутонаклонные и вертикальные скважины, часть из которых используют для закачки теплоносителя, а остальные для отбора нефти.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2

www.findpatent.ru

Термошахтный способ разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений и в частности к термошахтным способам добычи высоковязкой нефти. Обеспечивает снижение затрат на проходку горных выработок и улучшение температурного режима в горных выработках. Сущность изобретения: способ включает проходку буровой галереи в нижней части или ниже нефтяного пласта, закачку теплоносителя и отбор нефти через подземные пологонаклонные, крутонаклонные и вертикальные скважины, закачку вытесняющего агента после прогрева пласта до оптимальной температуры. При этом пологонаклонные скважины с отводами чередуют с пологонаклонными скважинами без отводов. В начальный период ведут закачку теплоносителя через пологонаклонные скважины без отводов, а отбор нефти ведут через пологонаклонные скважины с отводами. После прогрева пласта до оптимальной температуры ведут закачку вытесняющего агента через пологонаклонные скважины с отводами, а отбор нефти ведут через пологонаклонные скважины без отводов. 4 ил.

 

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, в частности к термошахтным способам добычи высоковязкой нефти.

Известен способ термошахтной разработки залежи высоковязкой нефти (см. патент РФ №2287053С1, МПК E21B 43/24, опубликованный 10.11.2006 г.), включающий проходку добывающей галереи в продуктивном пласте или ниже его, бурение поверхностных нагнетательных скважин вблизи границы участка, закачку пара через поверхностные нагнетательные скважины, распределение его по пласту с помощью подземных разветвленных парораспределительных скважин, отбор нефти через подземные разветвленные добывающие скважины.

Недостатком этого способа является то, что при подаче пара в пласт через поверхностные нагнетательные скважины увеличиваются затраты на сооружение и эксплуатацию поверхностных скважин. Кроме того, при закачке пара через поверхностные скважины, пробуренные вблизи границы участка, значительная часть пара уходит за пределы участка, что снижает тепловую эффективность процесса разработки и приводит к росту паронефтяного отношения.

Известен также способ разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти (патент РФ №2321734С1, МПК E21B 43/24, опубликованный 10.04.2008 г.), согласно которому осуществляют проходку горной выработки в нижней части или ниже нефтяного пласта, бурение из нее пологовосстающих нагнетательных и добывающих скважин, периодическую закачку пара в нагнетательные скважины, оборудованные насосно-компрессорными трубами, отбор нефти из добывающих скважин.

Недостатком этого способа при его применении в неоднородных пластах с вертикальной и крутонаклонной трещиноватостью является высокая степень вероятности пересечения пологими скважинами высокопроницаемых трещин. Вследствие этого закачиваемый теплоноситель распространяется преимущественно по трещинам, что не позволяет вовлечь в процесс активного гидродинамического вытеснения пористую часть пласта. В результате снижается охват и нефтеотдача трещиноватой залежи.

Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяных месторождений (патент СССР №1064672, кл. E21B 43/24, 1979), в котором с целью повышения нефтеотдачи неоднородных пластов с вертикальной или крутонаклонной трещиноватостью из горной выработки, пройденной ниже нефтяного пласта, дополнительно бурят вертикальные скважины, закачивают теплоноситель в отдельные группы скважин, отбирая нефть из остальных скважин, а после прогрева пласта до оптимальной температуры закачивают в вертикальные и крутонаклонные скважины вытесняющий агент.

Недостатком этого способа являются большие затраты на проходку горных выработок, из которых бурят вертикальные и крутонаклонные скважины. Другим недостатком являются большие тепловыделения в горных выработках, что приводит к ухудшению в них температурного режима.

Задачей изобретения является снижение затрат на проходку горных выработок и улучшение температурного режима в горных выработках.

Поставленная задача решается тем, что в термошахтном способе разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти, включающем проходку буровой галереи в нижней части или ниже нефтяного пласта, закачку теплоносителя и отбор жидкости через подземные пологонаклонные, крутонаклонные и вертикальные скважины, закачку вытесняющего агента после прогрева пласта до оптимальной температуры, согласно изобретению что пологонаклонные скважины с отводами чередуют с пологонаклонными скважинами без отводов, при этом в начальный период ведут закачку теплоносителя через пологонаклонные скважины без отводов, а отбор нефти ведут через пологонаклонные скважины с отводами, а после прогрева пласта до оптимальной температуры ведут закачку вытесняющего агента через пологонаклонные скважины с отводами, а отбор нефти ведут через пологонаклонные скважины без отводов.

Существенными отличительными признаками заявленного изобретения являются:

- из пологонаклонных скважин бурят снизу вверх в виде отводов вертикальные и крутонаклонные скважины;

- чередуют пологонаклонные скважины с отводами с пологонаклонными скважинами без отводов;

- закачивают пар в пологонаклонные скважины без отводов, одновременно отбирая нефть из пологонаклонных скважин с отводами;

- после прогрева пласта до оптимальной температуры ведут закачку вытесняющего агента через пологонаклонные скважины с отводами, а отбирают нефть через пологонаклонные скважины без отводов;

- оборудуют пологонаклонные скважины с отводами, которые недостаточно хорошо реагируют на закачку пара, колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакером, отсекающим отводы от основной части пологонаклонной скважины, и закачивают пар через НКТ, одновременно отбирая нефть через затрубное пространство.

Указанная совокупность существенных признаков обеспечивает достижение высоких технологических показателей при значительно меньших затратах на разбуривание нефтяного пласта вертикальными и крутонаклонными скважинами. Снижение затрат обеспечивается за счет того, что вертикальные и крутонаклонные скважины бурят не из горной выработки, а из пологонаклонной скважины. Таким образом, уменьшается объем дорогостоящих горно-подготовительных работ на общую длину пологонаклонных скважин.

Кроме того, за счет уменьшения количества устьев подземных скважин в буровой галерее снижаются тепловыделения в горные выработки, что способствует улучшению температурного режима в шахте.

На фиг.1 приведена схема разрабатываемого участка залежи в плане.

На фиг.2 - схема того же участка в разрезе (разрез А-А).

На фиг.3 - схема того же участка в разрезе (разрез В-В).

На фиг.4 - схема закачки пара через скважину с отводами.

Нефтеносный пласт 1 разрабатываемой залежи вскрывают из действующих подземных выработок (не показаны). В подошве нефтяного пласта или ниже его сооружают буровую галерею 2. Из буровой галереи 2 бурят пологонаклонные скважины 3 и 4, которые располагают, например, параллельными рядами. Ряды скважин с отводами и без отводов чередуют. В рядах с отводами бурят только нижний ярус пологонаклонных скважин 3 (фиг.2). В рядах без отводов скважины располагают в два или более ярусов 4 в зависимости от толщины пласта (фиг.3). Из пологонаклонных скважин 3 бурят снизу вверх, например, два крутонаклонных или вертикальных отвода 5 до кровли пласта (фиг.2). Устья всех подземных скважин обсаживают термоизолированными колоннами на длину 50-100 м.

На первой стадии ведут закачку теплоносителя в пологонаклонные скважины 4, нефть отбирают из скважин 3 с отводами 5.

Скважины с отводами, которые недостаточно эффективно реагируют на закачку пара, оборудуют колонной НКТ 6 с пакером 7, отсекающим отводы от основной части пологонаклонной скважины 3, и закачивают пар через НКТ в отводы 5, одновременно отбирая нефть через затрубное пространство 8 (фиг.4).

После прогрева пласта до оптимальной температуры, которая соответствует максимальному снижению вязкости нефти, закачку пара в скважины 4 прекращают и переводят эти скважины на добычу нефти. Одновременно вводят под закачку вытесняющего агента, например, попутно добываемой горячей воды скважины 3 с отводами 5. Закачку вытесняющего агента ведут до экономически рентабельного уровня.

Пример. Заявленный способ может быть реализован на Ярегском месторождении высоковязкой нефти. Продуктивный пласт этого месторождения средней толщиной 20 м разбит системой крупных трещиноватых зон, расположенных вертикально или крутонаклонно. Проницаемость этих зон намного превышает проницаемость поровой части пласта.

Для реализации способа в нижней части пласта сооружают горную выработку 2, из которой через каждые 30 м бурят нижний ярус подземных пологонаклонных скважин 3 длиной 300 м под углом 2°. Из части пологонаклонных скважин бурят через каждые 100 м крутонаклонные отводы 5 снизу вверх до кровли пласта.

В рядах, где расположены остальные скважины, бурят, дополнительно к нижнему, верхний ярус пологонаклонных скважин длиной 300 м под углом 6°. Все скважины оборудуют термоизолированными трубами длиной 50 м. При площади разрабатываемого участка 18 га общее количество скважин составит 20 штук, в т.ч. 10 скважин с отводами.

После разбуривания участка скважины 4 подсоединяют к подземному паропроводу, а скважины - 3 к подземному нефтепроводу. После обустройства участка начинают закачку пара давлением 4-5 атм в скважины 4, одновременно отбирая нефть из скважин 3. Скважины 3, не реагирующие на закачку пара, оборудуют колонной НКТ 6 с пакером 7 и закачивают пар в отводы 5, одновременно отбирая нефть через затрубное пространство 8. Спустя 4 года, когда средняя температура пласта по расчету достигнет 70-80°C (при этой температуре вязкость нефти снижается до оптимального уровня 15-20 сПз), закачку пара прекращают. Затем скважины 4 подсоединяют к нефтепроводу, а скважины 3 - к трубопроводу, через который подают в скважины 3 попутно добываемую горячую воду. Разработку ведут до тех пор, пока добыча нефти на участке не снизится до экономически рентабельного предела.

Термошахтный способ разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти, включающий проходку буровой галереи в нижней части или ниже нефтяного пласта, закачку теплоносителя и отбор нефти через подземные пологонаклонные, крутонаклонные и вертикальные скважины, закачку вытесняющего агента после прогрева пласта до оптимальной температуры, отличающийся тем, что пологонаклонные скважины с отводами чередуют с пологонаклонными скважинами без отводов, при этом в начальный период ведут закачку теплоносителя через пологонаклонные скважины без отводов, а отбор нефти ведут через пологонаклонные скважины с отводами, а после прогрева пласта до оптимальной температуры ведут закачку вытесняющего агента через пологонаклонные скважины с отводами, а отбор нефти ведут через пологонаклонные скважины без отводов.

www.findpatent.ru

Термошахтный способ разработки высоковязкой нефти

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - повышение энергоэффективности способа разработки. Термошахтный способ разработки высоковязкой нефти включает закачку теплоносителя в нагнетательные скважины уклонного блока нефтешахты и последующий отбор нефти. Технологический режим отбора нефти через добычные скважины осуществляют циклически, чередуя его с режимом накопления нефти в скважинах и регулируя подачу воздуха для проветривания горных выработок для каждого из режимов. При этом расход воздуха определяют в зависимости от теплового фактора, сформированного из постоянных и переменных тепловых потоков, по формуле,

где Qв - расход воздуха вентилятора главного проветривания, м3/с; ρв - плотность воздуха в горных выработках; Gв - масса воздуха, проходящего через горные выработки, определяемая по формуле где св - удельная теплоемкость воздуха, ; ΔТг.р. - разница температур граничных условий, °С; Qт.п. - мощность теплового потока, кВт. Регулирование подачи воздуха осуществляют с помощью главной вентиляторной установки в ручном и автоматическом режимах, при этом в режиме накопления нефти при закрытых задвижках добычных скважин сокращают подачу воздуха в горные выработки, а в режиме отбора нефти при открытых задвижках добычных скважин осуществляют полную подачу расчетного количества воздуха. 1 табл., 5 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности для нефтяных шахт и может найти применение при шахтной разработке месторождения нефти, обладающей аномально высокой вязкостью.

Известен термошахтный способ разработки трещиноватой залежи нефти высоковязкой нефти, включающий проходку буровой галереи в нижней части или ниже нефтяного пласта, закачку теплоносителя и отбор нефти через подземные пологонаклонные, крутонаклонные и вертикальные скважины, закачку вытесняющего агента после прогрева пласта до оптимальной температуры (RU 2535326, опубл. 10.10.2014 г.).

Недостатком известного способа является отсутствие регулирования режимов работы вентиляции при изменении технологических режимов работы.

Известен способ шахтной разработки высоковязкой нефти, заключающийся в реализации подземно-поверхностной системы закачки пара в поверхностные нагнетательные скважины и отборе нефти через подземные скважины. Датчиками контроля температуры оборудуются устья подземных скважин. В качестве датчиков используют оптические датчики, регистрирующие температуру добываемой жидкости. Информацию от датчиков передают по оптическому кабелю в компьютер, в котором производят обработку полученной информации. Из компьютера управляющие команды поступают на управляющие устройства поверхностных нагнетательных скважин, которые производят подачу или прерывание подачи пара в соответствующие нагнетательные скважины для обеспечения равномерности прогрева нефтяного пласта и интенсификации добычи нефти (RU 2267604, 10.01.2006 г.).

Недостатком известного способа является отсутствие взаимосвязи между системой автоматизации добычи нефти и системой проветривания нефтешахты.

Известен термошахтный способ разработки высоковязкой нефти, включающий закачку пара в нефтяной пласт и отбор нефти через добывающие скважины. Отработку нижнего слоя нефтяного пласта ведут несколькими горизонтальными скважинами, пробуренными из буровой галереи нефтяного пласта, закачку пара в нижний слой пласта осуществляют через подземную систему пароснабжения. При этом отработку горизонтальных скважин ведут в пароциклическом режиме, а подключение подземной системы пароснабжения последующих горизонтальных скважин осуществляют после отработки предыдущих и перевода части горизонтальных скважин (RU 2552569, опубл. 10.06.2015 г.).

Недостатком известного способа является отсутствие регулирования режимов работы вентиляционной системы при различных технологических процессах, а следовательно, низкая энергоэффективность способа.

Наиболее близким способом к заявленному изобретению является подземно-поверхностный способ разработки месторождения высоковязкой нефти, согласно которому в продуктивном пласте или ниже его проходят горную выработку. Из горной выработки бурят пологовосстающие парораспределительные и добывающие скважины. С поверхности бурят вертикальные нагнетательные скважины. В них закачивают теплоноситель. В качестве теплоносителя используют пар. Пар распределяют по пласту через пологовосстающие парораспределительные скважины. Их бурят из горной выработки параллельно добывающим скважинам. Забои парораспределительных скважин ориентированы в кровлю нефтяного пласта. Они пересекают нагнетательные скважины или проходят в зоне их влияния. Дополнительные добывающие скважины ориентированы ниже забоя вертикальных нагнетательных скважин. Каждую парораспределительную скважину и дополнительную добывающую скважину бурят из одного места горной выработки в виде радиальных лучей, расположенных в одной вертикальной плоскости (RU 2199657, опубл. 27.02.2003 г.).

Недостатком известного способа является невозможность регулирования подачи воздуха при проветривании в случае изменения режимов работы пароподающих, парораспределительных и добычных скважин, что приводит к высокому энергопотреблению способа.

Кроме того, известный способ не обеспечивает микроклиматические параметры в рабочих зонах нефтешахты, т.к. к концу ведения работ тепловой фронт температурой порядка 70°C будет вблизи горных выработок, что усложняет проветривание и отрицательно влияет на безопасность работ.

Технический результат заключается в повышении энергоэффективности термошахтного способа разработки высоковязкой нефти.

Способ позволяет регулировать режимы работы главной вентиляторной установки (ГВУ), экономя электроэнергию, а также создать резерв по вентиляции и повысить показатели промышленной безопасности.

Указанный технический результат достигается тем, что при осуществлении термошахтного способа разработки высоковязкой нефти, включающего закачку теплоносителя в нагнетательные скважины уклонного блока нефтешахты и последующий отбор нефти, согласно изобретению, технологический режим отбора нефти через добычные скважины осуществляют циклически, чередуя его с режимом накопления нефти в скважинах и регулируя подачу воздуха для проветривания горных выработок для каждого из режимов.

При этом расход воздуха определяют в зависимости от теплового фактора, сформированного из постоянных и переменных тепловых потоков, по формуле

где Qв - расход воздуха вентилятора главного проветривания, м3/с;

ρв - плотность воздуха в горных выработках;.

Gв - масса воздуха, проходящего через горные выработки, определяемая по формуле: где

св - удельная теплоемкость воздуха, ;

ΔТг.р. - разница температур граничных условий, °С;

Qт.п. - мощность теплового потока, кВт,

регулирование подачи воздуха осуществляют с помощью главной вентиляторной установки в ручном и автоматическом режимах.

При этом в режиме накопления нефти при закрытых задвижках добычных скважин сокращают подачу воздуха в горные выработки, а в режиме отбора нефти при открытых задвижках добычных скважин осуществляют полную подачу расчетного количества воздуха.

Существенная экономия электроэнергии, затраченной главной вентиляционной установкой системы вентиляции, достигается тем, что расчет требуемого количества воздуха проветривания для каждого из технологических режимов позволяет снизить расход электроэнергии при снижении температуры по исходящей струе нагретого воздуха.

Расчет осуществляют, исходя из теплового фактора, сформированного из постоянных Qпост. и переменных Qперемен. тепловых потоков (Qт.п.=Qпост.+Qперемен.), определяемых расчетным путем в зависимости от показаний датчиков, создавая необходимые микроклиматические условия в горных выработках.

При накоплении нефти в скважинах тепловой поток в горные выработки уменьшается, что приводит к снижению требуемого количества воздуха для проветривания горных выработок.

На фиг. 1 представлена схема распределения тепла по нефтяному пласту участка уклонного блока нефтяной шахты.

На схеме представлены нефтяной пласт 1, горная выработка 2, добычная 3 и пароподающая 4 скважины. Тепловой баланс участка добычных работ состоит из теплового потока пара, закачиваемого в пароподающую скважину Qпар, тепловых потерь на смежные участки нефтяного пласта Qсм, в кровлю Qкр, в подошву Qпод, в горные выработки Qгор и при истечении нефти Qфл, и, непосредственно, нагрев пласта Qнаг.

Расчет требуемого количества воздуха проводится по тепловому фактору в зависимости от суммы Qгор+Qфл, где Qгор - мощность постоянного теплового потока, равная Qпост., Qфл - мощность переменного теплового потока, равная Qперемен.

При проведении технологической операции накопления нефти в скважинах снижается требуемый расход воздуха Qв.

Способ позволяет исключить передвижение людей при ведении добычного режима на исходящей струе. В результате повышается запас вентиляционной сети по тепловому фактору минимум на 30%. Для повышения безопасности добыча нефти не будет вестись, пока на пути исходящей струи будут находиться шахтеры. Дополнением может служить светозвуковая сигнализация, оповещающая о начале добыче нефти.

На фиг. 2 представлена схема добычи нефти, реализующая заявляемый способ.

В нефтяном пласту 1 выполняют горные выработки буровой галереи 5, строят добычные 3, пароподающие 4 и парораспределительные скважины 6. Для выхода из нефтяного пласта строят наклонные горные выработки 7. Также для функционирования объекта выполняют промежуточные 8 и капитальные 9 горные выработки. Подача пара осуществляется от парогенератора 10.

На фиг. 3 представлена конфигурация добычного участка, на фиг. 4 - элемент I на фиг. 3.

На входах добычных скважин 3, расположенных вдоль горной выработки 2, размещены задвижки 11 с электроприводом 12 и кабелями 13 автоматизации и электроснабжения. Автоматизированная система добычи нефти представляет собой комплекс датчиков и исполнительных механизмов на каждой добычной скважине (не показаны). Каждая добычная скважина оборудована задвижкой 11, укомплектована датчиками давления, температуры или расходомерами (не показаны).

На фиг. 5 показаны схемы ручного а) и автоматического б) управления ГВУ. Центр управления добычей находится в помещении горного диспетчера на поверхности, центр управления ГВУ находится в помещениях вентилятора главного проветривания.

Регулирование производительности ГВУ осуществляется автоматически при изменении скорости вращения вентилятора и изменением угла наклона лопаток направляющего аппарата (не показаны). Взаимодействие системы проветривания с системой добычи может осуществляться в автоматизированном режиме, либо через диспетчера и операторов добычи нефти.

Система проветривания настраивает вентиляционную сеть с регулирующими устройствами и ГВУ на заданные микроклиматические параметры, исходя из режимов работы добычных скважин 3.

Заявляемый термошахтный способ разработки высоковязкой нефти осуществляется следующим образом.

В вертикальные пароподающие скважины 4 закачивают теплоноситель - пар, который генерируется парогенератором 10. Пар от пароподающих скважин 4 попадает в парораспределительные скважины 6, причем каждая пароподающая скважина 4 соединена с одной парораспределительной скважиной 6. Далее пар из парораспределительной скважины 6 отдает тепло в нефтяной пласт 1. Нагреваясь, пласт 1 начинает генерировать в добывающие скважины 3 флюиды, состоящие из нефти, пластовой воды и сконденсированного пара.

Таким образом, добыча нефти осуществляется за счет вертикальной фильтрации после снижения ее вязкости паром.

Технологический процесс добычных скважин состоит из 2-х режимов: добычного и накопительного.

В процессе добычи нефти задвижки 11 добычных скважин 3 открыты, пароподающие скважины 4 открыты или закрыты, ГВУ системы вентиляции работает в полную силу, расход воздуха максимальный.

В случае прекращения добычи нефти, когда добычные скважины 3 начинают выдавать теплоноситель в горные выработки 2 или происходит истечение флюидов меньше заданной нормы, начинают срабатывать исполнительные механизмы задвижек 11 добычных скважин 3. Система проветривания реагирует на это изменение, изменяя режим работы ГВУ.

Расчет количества подаваемого воздуха ГВУ осуществляют, исходя из теплового фактора, сформированного из постоянных и переменных тепловых потоков Qперемен. и Qпост., определяемых расчетным путем и в зависимости от показаний датчиков, создавая необходимые микроклиматические условия в горных выработках 2. Изменение режима работы ГВУ проводят в ручном или автоматическом режимах.

Порядок работы ГВУ при двух режимах работы добычных скважин представлен в Таблице.

При добыче нефти из скважин операторами, которые находятся со стороны свежей струи относительно добычных скважин 3, либо автоматизированной системой добычи нефти в выработках 2 по ходу движения струи шахтеры не находятся.

Возможно исключение переменной составляющей тепловых потоков при расчете производительности ГВУ за счет отсутствия передвижения людей при ведении добычных работ на исходящей струе. В результате повышается запас по тепловому фактору минимум на 30%. Техническое преимущество реализации данного решения заключается в создании на нефтяной шахте безопасного производственного объекта, регламентированного законодательством РФ.

Для повышения безопасности может использоваться система позиционирования работников, при реализации которой добыча нефти не будет вестись в случае, если на пути исходящей струи находятся шахтеры. Дополнением может служить светозвуковая сигнализация, оповещающая о начале добыче нефти.

Заявленный способ позволяет осуществлять ограничение температуры исходящей струи воздуха между нормативным и максимальным значением при спасательных работах с целью эвакуации людей по выработкам с исходящей струей в процессе добычи нефти. Нормативное значение температуры воздуха внутри выработки формируется, исходя из длин путей возможной эвакуации и для каждой шахты индивидуально.

Основное преимущество данного способа заключается в цикличности работы системы вентиляции, целью которой является экономия энергопотребления, кроме того, возможность создания микроклиматических условий для шахтеров в рабочих зонах в допустимых пределах, обеспечивая максимальную добычу нефти.

Таким образом, предлагаемый способ проветривания систем горных выработок нефтяной шахты позволяет уменьшить значения теплового фактора вентиляционной сети нефтяной шахты, тем самым увеличив энергоэффективность проветривания, создать резерв по вентиляции с повышением показателей промышленной безопасности.

Термошахтный способ разработки высоковязкой нефти, включающий закачку теплоносителя в нагнетательные скважины уклонного блока нефтешахты и последующий отбор нефти, отличающийся тем, что технологический режим отбора нефти через добычные скважины осуществляют циклически, чередуя его с режимом накопления нефти в скважинах и регулируя подачу воздуха для проветривания горных выработок для каждого из режимов, при этом расход воздуха определяют в зависимости от теплового фактора, сформированного из постоянных и переменных тепловых потоков, по формуле

,

где Qв - расход воздуха вентилятора главного проветривания, м3/с;

ρв - плотность воздуха в горных выработках;

Gв - масса воздуха, проходящего через горные выработки, определяемая по формуле где

св - удельная теплоемкость воздуха, ;

ΔТг.р. - разница температур граничных условий, °С;

Qт.п. - мощность теплового потока, кВт,

регулирование подачи воздуха осуществляют с помощью главной вентиляторной установки в ручном и автоматическом режимах, при этом в режиме накопления нефти при закрытых задвижках добычных скважин сокращают подачу воздуха в горные выработки, а в режиме отбора нефти при открытых задвижках добычных скважин осуществляют полную подачу расчетного количества воздуха.

www.findpatent.ru