Комбинированный способ термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти. Термошахтный метод добычи нефти


Термошахтный способ разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение коэффициента нефтеизвлечения за счет одновременного воздействия теплоносителем на весь участок нефтяного пласта путем равномерного распределения зон теплового воздействия по толщине и по площади участка пласта с учетом распространения трещин, упрощение способа. Термошахтный способ разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти включает закачку теплоносителя в нефтяной пласт через наклонные нагнетательные скважины, отбор жидкости через восходящие добывающие скважины, пробуренные кустами к границе участка из галереи нефтяного пласта ярусами, распределенными по толщине пласта в виде вертикального веера, устья которых закреплены обсадными колоннами. При этом определяют ширину охранной зоны вокруг галереи по среднему расстоянию между трещинами, выполняют длину обсадных колонн всех добывающих скважин не менее ширины охранной зоны с учетом угла наклона скважин. Нагнетательные скважины также бурят кустами к границе участка, распределенными по толщине пласта ярусами в виде вертикального веера. Причем нагнетательные скважины бурят разной длины с обеспечением вскрытия каждой скважиной разных трещин по ширине пласта. Равномерно распределяют зоны теплового воздействия по толщине и площади пласта путем выполнения обсадных колонн нагнетательных скважин разной длины, причем увеличивают длину обсадной колонны нагнетательной скважины обустраиваемого яруса по сравнению с нагнетательной скважиной предыдущего обустроенного яруса, обеспечивая перекрытие следующей трещины по ширине пласта, а забоем этой скважины вскрывают трещину, следующую за перекрытой по ширине пласта. При этом длину открытого ствола каждой нагнетательной скважины выполняют не менее среднего расстояния между трещинами с учетом угла наклона скважин. 1 пр., 3 ил.

 

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

Известен термошахтный способ разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти (патент РФ №2321734 от 30.10.2006, МПК: E21B 43/24), включающий закачку теплоносителя в нефтяной пласт через наклонные нагнетательные скважины, пробуренные к границе участка из галереи нефтяного пласта, отбор жидкости через восходящие добывающие скважины, также пробуренные к границе участка из галереи нефтяного пласт, при этом устья всех скважин закрепляют обсадными колоннами, а нагнетательные скважины оборудуют колонной насосно-компрессорных труб (НКТ). Перед закачкой теплоносителя в пласт в затрубное пространство нагнетательных скважин закачивают высоковязкий нетвердеющий раствор, например глинистый раствор с добавками асбестового и(или) базальтового порошка и осуществляют периодическую закачку теплоносителя в нагнетательные скважины. При снижении уровня высоковязкого нетвердеющего раствора в затрубном пространстве осуществляют его подкачку. Способ предполагает заполнение крупных трещин высоковязким нетвердеющим раствором для распределения тепла по непрогретым зонам.

Недостатком способа является сложность осуществления процесса из-за необходимости закачки в затрубное пространство нагнетательных скважин высоковязкого нетвердеющего раствора для заполнения крупных трещин и необходимости подкачки раствора при снижении его уровня ниже первоначального. Таким образом, периодически одни и те же крупные трещины оказываются открытыми и происходит неконтролируемый уход в них теплоносителя, то есть процесс прогрева пласта по площади не поддается контролю, при этом оказываются неохваченные тепловым воздействием некоторые зоны пласта, что приводит к снижению коэффициента нефтеизвлечения.

Также известен термошахтный способ разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти (патент РФ №2012789 от 12.07.91, МПК: E21B 43/24), включающий закачку теплоносителя в нефтяной пласт через наклонные нагнетательные скважины, отбор жидкости через восходящие добывающие скважины, пробуренные к границе участка из галереи нефтяного пласта в виде ярусов, распределенных по толщине пласта, устья которых закрепляют обсадными колоннами. Согласно способу закачку теплоносителя в нагнетательные скважины чередуют с закачкой регулирующей вязкоупругой системы, а также дополнительно осуществляют закачку в добывающие скважины, в которые прорвался теплоноситель, изолирующего пенного состава до полного снижения их приемистости. Способ также предусматривает заполнение трещин, через которые произошел прогрев пласта, пенными системами для переноса фронта теплового воздействия в непрогретые зоны.

Недостатком способа также является сложность осуществления процесса из-за необходимости регулярно подготавливать и осуществлять закачку пенного и изолирующего составов, причем под воздействием температуры пласта пенные системы со временем разрушаются, их закупоривающее действие прекращается, то есть нарушается равномерное распределение тепла по площади пласта и теплоноситель вновь продолжает прорываться в крупные трещины уже прогретых зон, и, как результат, оказываются неохваченные тепловым воздействием некоторые зоны пласта, что приводит к снижению коэффициента нефтеизвлечения.

Задачей изобретения является упрощение процесса осуществления способа и повышение коэффициента нефтеизвлечения за счет одновременного воздействия теплоносителем на весь участок нефтяного пласта путем равномерного распределения зон теплового воздействия по толщине и по площади участка пласта с учетом распространения трещин.

Поставленная задача достигается тем, что в заявляемом термошахтном способе разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти осуществляют закачку теплоносителя в нефтяной пласт через наклонные нагнетательные скважины, отбор жидкости через восходящие добывающие скважины, пробуренные кустами к границе участка из галереи нефтяного пласта ярусами, распределенными по толщине пласта в виде вертикального веера, устья которых закреплены обсадными колоннами.

Существенные отличительные признаки заявленного изобретения:

- определяют ширину охранной зоны вокруг галереи по среднему расстоянию между трещинами;

- выполняют длину обсадных колонн всех добывающих скважин не менее ширины охранной зоны с учетом угла наклона скважин;

- бурят нагнетательные скважины кустами к границе участка распределенными по толщине пласта ярусами в виде вертикального веера;

- бурят нагнетательные скважины разной длины с обеспечением вскрытия каждой скважиной разных трещин по ширине пласта;

- распределяют равномерно зоны теплового воздействия по толщине и площади пласта путем выполнения обсадных колонн нагнетательных скважин разной длины, причем увеличивают длину обсадной колонны нагнетательной скважины обустраиваемого яруса по сравнению с нагнетательной скважиной предыдущего обустроенного яруса, обеспечивая перекрытие следующей трещины по ширине пласта, а забоем этой скважины вскрывают трещину, следующую за перекрытой по ширине пласта;

- выполняют длину открытого ствола каждой нагнетательной скважины не менее среднего расстояния между трещинами с учетом угла наклона скважин.

Указанная совокупность существенных признаков упрощает процесс осуществления способа и обеспечивает условия для увеличения охвата тепловым воздействием всего объема разрабатываемого участка трещиноватого нефтяного пласта, как по толщине, так и по площади, при этом тепловое воздействие осуществляют одновременно по всему объему участка пласта. Учитывая, что поровое пространство коллектора заполнено высоковязкой нефтью, распространение закачиваемого теплоносителя по пласту и основной прогрев его происходят через крупные трещины. В таких условиях важно распределить закачиваемый теплоноситель равномерно по всем имеющимся в пласте трещинам и произвести, тем самым, более полный охват участка нефтяного пласта тепловым воздействием. Выполнение обсадных колонн нагнетательных скважин разной длины по различным ярусам с учетом распространения трещин по залежи позволяет равномерно распределить закачиваемый теплоноситель по всем имеющимся в пласте трещинам и создает благоприятные условия для прогрева коллектора всего объема участка нефтяного 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 изобретательный уровень. Изобретение промышленно применимо, т.к. имеющееся оборудование и технология, разработанные нами, позволяют реализовать способ в полном объеме.

На фиг.1 схематично изображен разрез пласта с расположением горных выработок и скважин при разбуривании нефтяного пласта из надпластовой горной выработки нагнетательными скважинами и из галереи нефтяного пласта добывающими скважинами, вариант увеличения длины обсадных колонн нагнетательных скважин по ярусам снизу вверх; на фиг.2 схематично изображен разрез пласта с расположением горной выработки и скважин при разбуривании нефтяного пласта из галереи нефтяного пласта добывающими и нагнетательными скважинами, вариант увеличения длины обсадных колонн нагнетательных скважин по ярусам снизу вверх; на фиг.3 схематично изображен разрез пласта с расположением горной выработки и скважин при разбуривании нефтяного пласта из галереи нефтяного пласта добывающими и нагнетательными скважинами, вариант увеличения длины обсадных колонн нагнетательных скважин по мере обустройства разбуриваемых ярусов.

Обустройство участка залежи по предлагаемому способу согласно фиг.1 производят в следующей последовательности. После обустройства шахтных стволов и рудничного двора (на схеме не показано) проходят выработки 1 надпластового горизонта 2 для бурения нагнетательных 3 скважин. Затем из выработок 1 проходят наклонные горные выработки (на схеме не показаны) до подошвы нефтяного пласта 4. У подошвы нефтяного пласта 4 или ниже пласта, вблизи водонефтяного контакта (ВНК), сооружают галерею 5 для бурения добывающих 6 скважин и соединяют ее, например, напрямую или через этажные горные выработки с вертикальными шахтными стволами: подъемным и вентиляционным (на схеме не показано). Разбуривание участка производят кустами добывающих 6 и нагнетательных 3 скважин. Из галереи 5 бурят кусты в виде вертикального веера восходящих с различными углами наклона добывающих скважин 6 и располагают их, например, параллельными рядами в два или более ярусов в зависимости от толщины нефтяного пласта 4 до границы участка. Забои добывающих скважин 6 верхнего яруса располагают под кровлей нефтяного пласта 4. Забои добывающих скважин других ярусов располагают на границе разрабатываемого участка. Кусты добывающих скважин 6 располагают перпендикулярно галерее 5. В нижней точке галереи 5 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).

Из горных выработок 1 надпластового горизонта 2 бурят кусты в виде вертикального веера наклонных нагнетательных 3 скважин вкрест простирания трещин пласта и располагают их, например, параллельными рядами в два или более ярусов в зависимости от толщины нефтяного пласта 4 до границы участка, при этом скважины выполняют разной длины с обеспечением вскрытия каждой скважиной яруса разных трещин по ширине пласта. Кусты нагнетательных скважин 3 располагают перпендикулярно выработке 1 надпластового горизонта 2 в промежутках между добывающими скважинами 6. Количество и длину добывающих 6 и нагнетательных 3 скважин выбирают с учетом размеров участка, полного и равномерного дренирования нефтяного пласта и с учетом возможностей бурового оборудования.

По результатам исследований устанавливают среднее расстояние между крупными трещинами в нефтяном пласте. Определяют ширину охранной зоны 7 с учетом среднего расстояния между трещинами и принимают ее равной двум средним расстояниям между трещинами. Выполняют длину обсадных колонн всех добывающих скважин не менее ширины охранной зоны с учетом угла наклона скважин и определяют ее по формуле:

Lок.д.=2Rтр./cosα,

где Rтр. - среднее расстояние между трещинами в пласте;

α - угол наклона конкретной добывающей и нагнетательной скважины к горизонтальной плоскости.

Обсадкой добывающих и нагнетательных скважин на глубину не менее охранной зоны создают в пласте вблизи буровой галереи зону, в которой отсутствует движение пластовых флюидов, что защищает буровую галерею от проникновения в нее закачиваемого теплоносителя.

В варианте разбуривания участка нефтяного пласта, например, с образованием трех ярусов нагнетательных скважин, пробуренных из надпластовой горной выработки, и добывающих скважин, пробуренных из галереи нефтяного пласта в соответствии с фиг.1, при увеличении длины обсадных колонн нагнетательных скважин по ярусам в виде вертикального веера снизу вверх, забой нагнетательной 3 скважины нижнего яруса в кусте располагают над подошвой нефтяного пласта 4, при этом длину скважины устанавливают с расчетом вскрытия этой скважиной трещины 8, располагаемой за охранной зоной 7, а длину обсадной колонны такой нагнетательной скважины выполняют с обеспечением перекрытия предыдущей по ширине пласта трещины. Нагнетательную скважину вышерасположенного второго снизу яруса в веере бурят с длиной, обеспечивающей возможность вскрытия ею следующей по ширине пласта трещины 9, а длину обсадной колонны выполняют, обеспечивая перекрытие трещины 8. Нагнетательную скважину третьего яруса, расположенную под кровлей пласта, бурят с длиной, обеспечивающей возможность вскрытия ею следующей по ширине пласта трещины 10, а длину обсадной колонны выполняют, обеспечивая перекрытие трещины 9. Длину открытого ствола каждой нагнетательной скважины выполняют не менее среднего расстояния между трещинами нефтяного пласта с учетом угла наклона соответствующей скважины: По такой схеме осуществляют разбуривание всех кустов нагнетательных и добывающих скважин по длине участка, обеспечивая равномерное распределение зон 11 теплового воздействия по толщине и площади нефтяного пласта с учетом распределения трещин.

Таким образом, для примера, приведенного на фиг.1, при вскрытии нефтяного пласта тремя ярусами нагнетательных скважин длину обсадных колонн нагнетательных скважин определяют по следующим зависимостям:

где Loбc.1 - длина обсадной колонны нагнетательной скважины нижнего яруса, вскрывающей первую за охранной зоной трещину 8;

Rтр. - среднее расстояние между трещинами;

Ктр.=0,1-0,9 - коэффициент, учитывающий погрешность среднего расстояния между трещинами;

- угол наклона нагнетательной скважины нижнего яруса к горизонтальной плоскости.

где Loбc.2 - длина обсадной колонны нагнетательной скважины среднего яруса, вскрывающей вторую за охранной зоной трещину 9;

Rтр. - среднее расстояние между трещинами;

Ктр.=0,1-0,9 - коэффициент, учитывающий погрешность среднего расстояния между трещинами;

- угол наклона нагнетательной скважины среднего яруса к горизонтальной плоскости;

где Lобс.3 - длина обсадной колонны нагнетательной скважины верхнего яруса, вскрывающей третью за охранной зоной трещину 10;

Rтр. - среднее расстояние между трещинами;

Ктр.=0,1-0,9 - коэффициент, учитывающий погрешность среднего расстояния между трещинами;

- угол наклона нагнетательной скважины третьего верхнего яруса к горизонтальной плоскости.

Аналогично определяют длину обсадных колонн нагнетательных скважин при вскрытии нефтяного пласта большим количеством ярусов.

В варианте разбуривания участка нефтяного пласта, приведенном на фиг.2, нагнетательные и добывающие скважины бурят из галереи 5 нефтяного пласта, причем в этом случае приведен пример последовательного разбуривания и обустройства нагнетательных скважин снизу вверх, то есть длину каждой нагнетательной скважины последовательно увеличивают снизу вверх, а также последовательно увеличивают снизу вверх длину обсадной колонн с учетом распространения трещин в нефтяном пласте аналогично варианту по фиг.1.

В варианте разбуривания участка нефтяного пласта, приведенном на фиг.3, нагнетательные и добывающие скважины также бурят из галереи 5 нефтяного пласта, при этом первой пробурена и обустроена верхняя в ярусе нагнетательная скважина, затем пробурена и обустроена с учетом распространения трещин в нефтяном пласте нагнетательная скважина третьего нижнего яруса и последней пробурена и обустроена нагнетательная скважина среднего яруса, причем последовательность увеличения длины каждой последовательно пробуренной нагнетательной скважины и длины ее обсадной колонны с учетом распространения трещин в нефтяном пласте сохраняется также аналогично примеру, описанному для варианта разбуривания по фиг.1.

Возможен вариант иного регулирования длин обсадных колонн по ярусам с учетом распространения трещин по залежи, когда участок нефтяного пласта вскрывают, благодаря возможностям бурового оборудования, скважинами большой длины, пересекающими до десяти трещин, но толщина нефтяного пласта не позволяет без ограничения увеличивать количество ярусов в кусте нагнетательных скважин. В этом случае чередуют кусты нагнетательных скважин разной длины, при этом более короткими скважинами вскрывают трещины, находящиеся ближе к горной выработке, а более длинными нагнетательными скважинами вскрывают трещины, удаленные от горной выработки, и таким образом все трещины вовлекают в прогрев пласта.

Также возможен вариант регулирования длин обсадных колонн по ярусам с учетом распространения трещин по залежи, когда толщина нефтяного пласта и возможности бурового оборудования позволяют пробурить достаточное количество ярусов скважин различной длины. В этом случае рассчитывают длину нагнетательных скважин и длину их обсадных колонн с учетом перекрытия каждой трещины пласта или двух трещин пласта либо чередование кустов нагнетательных скважин, обсаженных по данной или вышеуказанной схеме.

Рассмотрим пример конкретного осуществления способа.

Предлагаемый способ может быть реализован на Ярегском месторождении высоковязкой нефти. Залежь представлена терригенными неоднородными трещиновато-пористыми пластами на глубине 200-220 м, толщиной 26 м, с температурой 6-8°C, с пластовым давлением 0,1-0,2 МПа, пористостью 26%, проницаемостью 2-3 мкм2, вязкостью нефти 12 Па*с. На всей площади месторождения нефтяной пласт интенсивно разбит крутопадающими нарушениями с северо-восточного на юго-западное направление. Средний угол наклона трещин составляет 70°, среднее расстояние между трещинами колеблется в пределах 25 метров. Месторождение отрабатывают по термошахтной технологии отдельными участками размерами от 5 до 20 га. Для прогрева пласта используют в качестве теплоносителя водяной пар с давлением до 1,2 МПа, закачиваемый через нагнетательные скважины. Учитывая, что поровое пространство коллектора заполнено высоковязкой нефтью, распространение закачиваемого пара по пласту и в основном его прогрев происходят по крупным трещинам. В таких условиях важно распределить закачиваемый пар равномерно по всем имеющимся в пласте трещинам и произвести, тем самым, более полный его охват тепловым прогревом.

Рассматриваемый участок залежи длиной 500 м и шириной 150 м расположен на границе шахтного поля. Обустройство участка залежи по предлагаемому способу в соответствии с фиг.1 производят в следующей последовательности. После обустройства шахтных стволов и рудничного двора (на схеме не показаны) и проходки выработок надпластового горизонта производят обустройство участка для добычи нефти. Для этого из горных выработок 1 проходят наклонные горные выработки (на схеме не показаны) до подошвы продуктивного пласта 4. В подошве пласта 4 проходят галерею 5 в виде панели длиной до 500 метров. Галерею 5 располагают в 150-ти метрах параллельно границе шахтного поля и производят из нее бурение добывающих 6 скважин, а из выработки 1 надпластового горизонта 2 бурят нагнетательные 3 скважины. Разбуривание участка производят кустами добывающих 6 и нагнетательных 3 скважин. Кусты добывающих 6 располагают перпендикулярно галерее 5 с расстоянием между собой 50 метров. Кусты нагнетательных 3 скважин бурят перпендикулярно выработке 1 надпластового горизонта 2 и располагают их в промежутках между добывающими 6 скважинами. Добывающие 6 и нагнетательные 3 скважины в своих кустах располагают в виде вертикального веера. Количество и длину добывающих 6 и нагнетательных 3 скважин выбирают с учетом размеров участка и с расчетом более полного и равномерного дренирования продуктивного пласта и с учетом возможности бурового оборудования. Рассмотрим вариант, когда добывающие 6 скважины по толщине пласта располагают в три яруса из расчета более полного охвата всей его толщины дренированием и бурят их до границы участка. Определяют ширину охранной зоны вокруг галереи и принимают ее равной 50 метрам. Выполняют длину обсадных колонн всех добывающих скважин не менее ширины охранной зоны с учетом угла наклона скважин и определяют ее по вышеуказанной формуле: Lок.д.=2Rтр./cosα. Таким образом, при угле наклона добывающей скважины к горизонтальной плоскости 5° длина обсадной колонны равна 50,5 м и соответственно, при угле наклона 15° - 52,1 м, а при угле наклона 25° - 54,9 м.

Обсадкой добывающих 6 скважин на глубину не менее 50 м в горизонтальной проекции создают в пласте вблизи галереи 5 охранную зону, в которой отсутствует движение пластовых флюидов, что предотвращает галерею от проникновения в нее закачиваемого в пласт 4 теплоносителя.

Учитывая, что ширина участка равняется 150 м, а среднее расстояние между трещинами по месторождению составляет 25 м, наиболее вероятно, что при бурении нагнетательные 3 скважины пересекут пять трещин. Для равномерного распределения теплоносителя по трещинам скважины 3 в каждом кусте располагают в три яруса. При этом нагнетательные 3 скважины в каждом ярусе бурят разной длины, но с таким расчетом, чтобы одна скважина вскрывала одну трещину. Длину обсадки каждой нагнетательной 3 скважины выбирают такой, чтобы обеспечить открытый ствол в призабойной зоне в интервале, равном не менее чем одному среднему расстоянию между трещинами в проекции на горизонтальную плоскость, то есть с учетом угла наклона скважины.

Очередность бурения нагнетательных 3 скважин в отдельном кусте (веере) может быть любой. В данном примере рассматриваем вариант, когда первой бурят скважину нижнего яруса, вскрывающую первую за охранной зоной трещину 8 и имеющую наибольший нисходящий угол к горизонту, который составляет 25° (Фиг.1). Следовательно, расчетную длину обсадной колонны определяют по формуле:

где Loбc.1 - длина обсадной колонны нагнетательной скважины нижнего яруса, вскрывающей первую за охранной зоной трещину 8;

Rтр. - среднее расстояние между трещинами;

Ктр.=0,1-0,9 - коэффициент, учитывающий погрешность среднего расстояния между трещинами;

- угол наклона нагнетательной скважины нижнего яруса к горизонтальной плоскости, равный 25°.

Loбc.1=(2*25+(0,1-0,9)*25)/0,91=57,5-72,5 (м).

Таким образом, рассчитывают длину обсадной колонны нагнетательной скважины нижнего яруса с учетом коэффициента погрешности среднего расстояния между трещинами, соответственно равном - 0,1 (минимальная длина, равная 57,5 м) и 0,9 (максимальная длина, равная 72,5 м). Фактически принимают длину обсадной колонны, равной среднему расстоянию между минимальной и максимальной длиной. При наличии данных исследований керновых образцов используют фактическую информацию. В данном случае принимаем длину обсадной колонны нагнетательной скважины нижнего яруса с учетом фактических данных кернового образца равной 70 м. Общая длина скважины нижнего яруса с учетом открытого интервала, равного , составит 25/0,91+70=97,47 (м). Принимаем длину данной скважины равной 97,5 м.

Длину обсадной колонны нагнетательной скважины (минимальную и максимальную) среднего яруса (угол наклона к горизонту - 15°) определяют по формуле: Принимают длину обсадной колонны, равной среднему значению между минимальной и максимальной длиной, равной 91,3 м. Общая длина скважины среднего яруса с учетом открытого ствола скважины составит: 25/0,96+91,3=117,3 (м).

Третью по удаленности от охранной зоны трещину 10 вскрывают нагнетательной скважиной верхнего яруса (угол наклона к горизонту - 5°). Длина обсадной колонны нагнетательной скважины (минимальная и максимальная) среднего яруса (угол наклона к горизонту - 15°) согласно формуле составит: Согласно расчетной зависимости среднее значение длины обсадной колонны составит 112,95 (м). Однако принимаем длину обсадной колонны нагнетательной скважины верхнего яруса с учетом фактических данных кернового образца равной 120 м. Общая длина скважины верхнего яруса с учетом открытого ствола скважины составит: 25/0,996+120=145,1 (м).

В том случае, когда нагнетательные 3 скважины обустраивают из галереи 5, расчет длины обсадных колонн и открытых интервалов скважин остается аналогичным приведенному выше примеру. При этом очередность бурения скважин в ярусах независимо от места бурения может быть любой.

Способ осуществляют следующим образом.

Теплоноситель, например пар, подают во все нагнетательные 3 скважины одновременно. Учитывая, что каждой нагнетательной скважиной вскрыты различные по ширине участка крупные трещины и нагнетательные скважины равномерно распределены по толщине пласта, происходит распространение пара одновременно по всем вскрытым трещинам, то есть весь объем разрабатываемого участка нефтяного пласта оказывается вовлеченным в тепловое воздействие и происходит теплообмен между паром, распространяемым по трещинам, и пластом. При этом пар конденсируется и, под действием градиента давления, конденсат, смешиваясь с разогретой подвижной нефтью, движется в направлении добывающих скважин. Устья всех добывающих скважин открыты для отбора поступающей из пласта жидкости. По мере прогрева пласта происходит постоянный рост дебита нефти по добывающим 6 скважинам. В случае прорыва пара в добывающие скважины по высокопроницаемым зонам эти скважины переводят на периодическую эксплуатацию в течение заданного рабочего цикла, например 30 дней, при этом темп закачки пара в соседние нагнетательные скважины снижают до ликвидации паропроявлений в добывающих скважинах. Циклы периодической эксплуатации добывающих скважин могут изменяться в зависимости от промысловых условий. В нагнетательные скважины также возможна периодическая закачка попутно добываемой воды, которая отбирает тепло у высокопроницаемых хорошо раздренированных и разогретых зон и переносит его в другие части нефтяного пласта. Для лучшей отмывки нефти от пород пласта в нагнетательные скважины также возможна закачка поверхностно-активных веществ (ПАВ) и(или) ПАВ с попутно добываемой водой. Добываемую жидкость из добывающих скважин транспортируют по специальной канавке в галереях 5 или по трубопроводу, проложенному галереях 5, в сборные емкости. Из сборной емкости жидкость откачивают с помощью насосов на поверхность для дальнейшей подготовки и транспортировки на нефтеперерабатывающий завод.

Месторождение может отрабатываться одновременно или последовательно отдельными участками.

Данное техническое решение по сравнению с прототипом упрощает процесс осуществления способа и обеспечивает благоприятные условия для активизации разогрева всего объема пласта за счет одновременного воздействия теплоносителем на весь участок нефтяного пласта путем равномерного распределения зон теплового воздействия по толщине и по площади участка пласта с учетом распространения трещин, что обеспечивает существенное повышение коэффициента нефтеизвлечения и, как результат, сокращение срока вывода разрабатываемого участка на проектный уровень добычи нефти и сокращение срока разработки всего месторождения.

Термошахтный способ разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти, включающий закачку теплоносителя в нефтяной пласт через наклонные нагнетательные скважины, отбор жидкости через восходящие добывающие скважины, пробуренные кустами к границе участка из галереи нефтяного пласта ярусами, распределенными по толщине пласта в виде вертикального веера, устья которых закреплены обсадными колоннами, отличающийся тем, что определяют ширину охранной зоны вокруг галереи по среднему расстоянию между трещинами, выполняют длину обсадных колонн всех добывающих скважин не менее ширины охранной зоны с учетом угла наклона скважин, при этом нагнетательные скважины также бурят кустами к границе участка, распределенными по толщине пласта ярусами в виде вертикального веера, причем нагнетательные скважины бурят разной длины с обеспечением вскрытия каждой скважиной разных трещин по ширине пласта, равномерно распределяют зоны теплового воздействия по толщине и площади пласта путем выполнения обсадных колонн нагнетательных скважин разной длины, причем увеличивают длину обсадной колонны нагнетательной скважины обустраиваемого яруса по сравнению с нагнетательной скважиной предыдущего обустроенного яруса, обеспечивая перекрытие следующей трещины по ширине пласта, а забоем этой скважины вскрывают трещину, следующую за перекрытой по ширине пласта, при этом длину открытого ствола каждой нагнетательной скважины выполняют не менее среднего расстояния между трещинами с учетом угла наклона скважин.

www.findpatent.ru

Комбинированный способ термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к термошахтным способам разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов. Техническим результатом является увеличение охвата тепловым воздействием всего объема пласта и активизация его прогрева, повышение коэффициента нефтеизвлечения и, как результат, сокращение срока вывода разрабатываемого участка на проектный уровень добычи нефти и срока разработки всего месторождения. Способ включает закачку теплоносителя через вертикальные нагнетательные скважины, пробуренные с поверхности вблизи границы участка разрабатываемого месторождения, прогрев пласта через пробуренные из галереи, расположенной в продуктивном нефтяном пласте или ниже него, парораспределительные скважины, находящиеся в зоне влияния нагнетательных скважин или пересекающие их, и отбор жидкости через добывающие скважины, пробуренные из галереи к границе участка. Дополнительно бурят из галереи восходящие нагнетательные и добывающие скважины в различных вертикальных плоскостях в надгалерейной зоне, ограниченной вертикальными нагнетательными скважинами, кровлей пласта и, соответственно, верхними парораспределительными скважинами или верхними добывающими скважинами, направленными к границе участка. Бурят с поверхности в галерею пароподающую скважину и соединяют ее с подземными нагнетательными скважинами. Дополнительно осуществляют закачку в них теплоносителя через пароподающую скважину, а отбор жидкости ведут одновременно из всех добывающих скважин. 2 з.п. ф-лы, 4 ил.

 

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

Известен способ термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти, (см. патент РФ №2114289, E21B 43/24 от 12.03.97), включающий отбор нефти через пологовосстающие добывающие скважины, пробуренные из горной выработки, пройденной в продуктивном нефтяном пласте или ниже него, закачку теплоносителя, например пара, в нагнетательные скважины, пробуренные с поверхности с последующим распределением пара по пласту через пологовосстающие парораспределительные скважины, забои которых ориентированы в кровлю нефтяного пласта и пересекают нагнетательные скважины или проходят в зоне их влияния, при этом они пробурены из горной выработки параллельно добывающим скважинам в промежутке между ними.

Недостатком данного способа является длительное время установления гидродинамической связи между парораспределительными и добывающими скважинами. Это объясняется высокой вязкостью пластовой нефти, малым объемом свободного порового пространства, по которому может распространяться теплоноситель, что весьма существенно при достаточно больших расстояниях между парораспределительными и добывающими скважинами.

Наиболее близким по технической сущности, принятым за прототип, является способ термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти (см. патент РФ №2199657, E21B 43/24 от 17.04.2001 г.), включающий закачку теплоносителя через вертикальные нагнетательные скважины, пробуренные с поверхности вблизи границы участка разрабатываемого месторождения, прогрев пласта через пробуренные из галереи, расположенной в продуктивном нефтяном пласте или ниже него, восходящие парораспределительные скважины, находящиеся в зоне влияния нагнетательных скважин или пересекающие их, и отбор жидкости через восходящие добывающие скважины, пробуренные из галереи к границе участка параллельно парораспределительным скважинам. Способ предусматривает бурение дополнительной добывающей скважины, пробуренной ниже забоя поверхностных нагнетательных скважин, которую после прорыва в нее пара переводят в разряд парораспределительных скважин. Способ обеспечивает благоприятные условия для создания раздренированной зоны и создания большей поверхности взаимодействия теплоносителя и нефтяного пласта, охваченного пробуренными скважинами (Патент РФ №2114289 от 12.03.1997 г. МПК: E21B 43/34).

Однако данный способ не предусматривает охват активным тепловым воздействием надгалерейной зоны пласта, ограниченной по площади участка вертикальными нагнетательными скважинами, а по высоте - кровлей пласта и верхними парораспределительными скважинами или, соответственно, верхними добывающими скважинами, а также возможность активизации прогрева остальной части пласта, в результате чего существенно увеличивается время прогрева всего пласта, снижается отбор нефти и, как результат, увеличиваются сроки вывода разрабатываемого участка на проектный уровень добычи нефти и сроки разработки всего месторождения.

Задачей изобретения является увеличение охвата тепловым воздействием всего объема пласта и активизация его прогрева, повышение коэффициента нефтеизвлечения и, как результат, сокращение срока вывода разрабатываемого участка на проектный уровень добычи нефти и срока разработки всего месторождения.

Поставленная задача достигается тем, что в заявляемом комбинированном способе термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти осуществляют закачку теплоносителя, например пара, через вертикальные нагнетательные скважины, пробуренные с поверхности вблизи границы участка разрабатываемого месторождения, прогрев пласта через пробуренные из галереи, расположенной в продуктивном нефтяном пласте или ниже него парораспределительные скважины, находящиеся в зоне влияния нагнетательных скважин или пересекающие их, и отбор жидкости через добывающие скважины, пробуренные из галереи к границе участка.

Существенными отличительными признаками заявленного изобретения являются:

- дополнительно бурят из галереи восходящие нагнетательные и добывающие скважины в различных вертикальных плоскостях в надгалерейной зоне, ограниченной вертикальными нагнетательными скважинами, кровлей пласта и, соответственно, верхними парораспределительными скважинами или верхними добывающими скважинами, направленными к границе участка;

- бурят с поверхности в галерею пароподающую скважину;

- соединяют пароподающую скважину с дополнительными нагнетательными скважинами и осуществляют в них закачку теплоносителя;

- ведут отбор жидкости одновременно из всех добывающих скважин;

- дополнительно соединяют пароподающую скважину в начальный период разработки с устьями парораспределительных скважин и осуществляют в них закачку теплоносителя;

- дополнительно соединяют пароподающую скважину в начальный период разработки с устьями добывающих скважин, не прореагировавших на закачку теплоносителя в пласт, и осуществляют в них циклическую закачку теплоносителя, при этом циклы закачки теплоносителя продолжают до вовлечения в работу по отбору жидкости всех добывающих скважин.

Указанная совокупность существенных признаков обеспечивает условия для увеличения охвата тепловым воздействием всего объема разрабатываемого участка пласта как по его длине, так и по толщине пласта путем создания разветвленной системы нагнетания и распространения теплоносителя, например пара, по пласту и отбора нефти, при этом осуществляется комбинированное воздействие на пласт в зависимости от месторасположения и взаимодействия скважин. Так, тепловой прогрев зон участка, расположенных между галереей и границами участка по ширине, осуществляют в начальный период разработки одновременно с двух сторон, а именно с помощью вертикальных нагнетательных скважин, в которую закачивают теплоноситель, например пар, при этом пар первоначально прогревает прилегающую к данным скважинам область пласта, с последующим прогревом пласта через сеть парораспределительных скважин при его прорыве за исключением парораспределительных скважин, пересекающих вертикальные нагнетательные скважины, где прогрев пласта через скважины осуществляется вместе с прогревом пласта через вертикальные нагнетательные скважины, а также со стороны устьев парораспределительных скважин за счет закачки пара от пароподающей скважины. Прогрев надгалерейной зоны пласта осуществляют с помощью пароподающей скважины, напрямую связанной через паропроводы с подземными нагнетательными скважинными, пробуренными из галереи, причем у всех подземных скважин обсажены и зацементированы приустьевые зоны, что предотвращает прямой прорыв пара непосредственно в галерею. Таким образом, взаимосвязь поверхностных нагнетательных и пароподающей скважины с подземными парораспределительными и нагнетательными скважинами, а также возможность подачи теплоносителя в начальный период разработки участка от пароподающей скважины в добывающие скважины обеспечивает благоприятные условия для установления гидродинамической связи между скважинами, активизации разогрева всего объема пласта, а также регулирования его теплового режима, что обеспечивает существенное повышение коэффициента нефтеизвлечения и, как результат, сокращение срока вывода разрабатываемого участка на проектный уровень добычи нефти и сокращение срока разработки месторождения.

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 изобретательный уровень. Изобретение промышленно применимо, т.к. имеющееся оборудование и технология, разработанная нами, позволяют реализовать способ в полном объеме.

На фиг.1 изображена схема участка разрабатываемого месторождения с одной галереей в плане; на фиг.2 - схема того же участка с галереей и скважинами, разрез А-А 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 А-А фиг.3

Нефтеносный пласт 1 участка разрабатываемого месторождения вскрывают наклонными горными выработками из действующих подземных выработок (на схеме не показаны). У подошвы нефтеносного пласта или ниже пласта вблизи водонефтяного контакта (ВНК) сооружают буровую галерею 2 и соединяют ее, например, напрямую или через этажные горные выработки с вертикальными шахтными стволами: подъемным 3 и вентиляционным 4. Вблизи границы 5 участка бурят с поверхности в нефтяной пласт 1 ряд вертикальных нагнетательных скважин 6. Глубина бурения скважин зависит от условия предотвращения попадания воды в скважину. Из галереи 2 бурят восходящие с различными углами наклона добывающие скважины 7 до границы участка. Добывающие скважины 7 (фиг.2) располагают, например, параллельными рядами в два или более ярусов в зависимости от толщины нефтяного пласта 1 между нагнетательными скважинами 6. Забои добывающих скважин 7 верхнего яруса располагают под кровлей нефтяного пласта 1 на границе участка. Между добывающими скважинами 7 бурят ряды восходящих с различными углами наклона парораспределительных скважин 8, проводя их в зоне влияния вертикальных нагнетательных скважин 6 или пересекая их. Парораспределительная скважина 8, пересекающая призабойную зону вертикальной нагнетательной скважины 6, образует с ней единую систему нагнетания теплоносителя. Парораспределительные скважины 8 также располагают, например, параллельно рядам добывающих скважин в два или более ярусов в зависимости от толщины нефтяного пласта 1, при этом забой верхней парораспределительной скважины 8 целесообразно расположить под кровлей нефтяного пласта 1 на границе участка.

Дополнительно, также последовательными рядами из галереи 2 бурят ярусы восходящих с различными углами наклона добывающих скважин 9 и нагнетательных скважин 10 в различных вертикальных плоскостях, равномерно располагая их в надгалерейной зоне. Надгалерейная зона пласта ограничена по ширине участка вертикальными нагнетательными скважинами 6, а по высоте - кровлей пласта 1 и верхними добывающими скважинами 7 или парораспределительными скважинами 8. Траектории бурения всех скважин участка предварительно определены в технологической схеме разбуривания. Все подземные добывающие, нагнетательные и парораспределительные скважины могут быть пробурены как по относительно прямой траектории, так и по изогнутой траектории.

Вертикальные нагнетательные скважины 6 бурят с поверхности практически одновременно с бурением подземных добывающих скважин 7. При этом добывающие скважины 7, 9 располагают в одной вертикальной плоскости, образуя фронт отбора жидкости, а нагнетательные скважины 6, 10 расположены в другой вертикальной плоскости, образуя фронт нагнетания теплоносителя.

Первоначально в каждом ярусе всех подземных скважин бурят по одной скважине. Возможен вариант бурения двух и более подземных скважин в каждом ярусе.

Вертикальные нагнетательные скважины 6 обустраивают для закачки теплоносителя и воды. Возможен вариант подачи воды и в пароподающую скважину 11. Все подземные скважины: добывающие 7, 9, нагнетательные 10 и парораспределительные 8 обсаживают на глубину 50-100 м, цементируют и оборудуют запорной арматурой. Обсадку парораспределительных и нагнетательных скважин осуществляют для создания естественного гидравлического затвора из сконденсировавшего пара и пластовой жидкости в скважинах, который будет препятствовать прорыву пара в галереи. Обсадка добывающих скважин позволит отодвинуть момент подхода теплового фронта к галерее на конец периода разработки участка.

После проходки всей галереи дополнительно бурят в галерею с поверхности пароподающую скважину 11 и соединяют ее с нагнетательными скважинами 10. При необходимости в начальный период разработки участка осуществляют соединение пароподающей скважины 11 с подземными парораспределительными 8 и добывающими скважинами 7, 9.

В нижней точке галереи 2 сооружают емкость 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 подошве галереи сооружают канавку или прокладывают трубу (на схеме не показаны).

Возможен вариант осуществления способа, когда у подошвы нефтеноснго пласта 1 или ниже пласта вблизи ВНК сооружают две буровые галереи 2 на расстоянии друг от друга, образованные проходкой соответственно откаточного и вентиляционного штреков и соединяют их, например, напрямую или через этажные горные выработки с вертикальными шахтными стволами: подъемным 3 и вентиляционным 4. Буровые галереи могут образовывать в плане различную форму, например в виде прямоугольника, квадрата, круга и т.д. Разбуривание участка скважинами осуществляют из боков каждой галереи аналогично вышеописанному способу. Разница заключается только в том, что дополнительные восходящие с различными углами наклона добывающие скважины 9 и нагнетательные скважины 10, расположенные в надгалерейной зоне, бурят из внутренних боков каждой галереи 2 навстречу друг другу, также равномерно располагая их в различных вертикальных плоскостях, а пароподающую скважину бурят в каждую галерею.

Возможен вариант обустройства в обоих боках каждой галереи, по мере их проходки, специальных ниш, из которых бурят вышеуказанные добывающие и нагнетательные скважины.

Рассмотрим вариант разбуривания участка с помощью ниш (фиг.3, 4).

В этом случае буровое оборудование размещают в нишах 12. Размер ниши определяют из условия предотвращения помех для перемещения грузов по галереям при их проходке. После образования первых ниш в них устанавливают буровые станки и параллельно с работами по проходке галерей осуществляют бурение подземных скважин. Из первой пары ниш обеих галерей бурят не менее двух ярусов, восходящих с различными углами наклона добывающих скважин 7, направленных в сторону границ 5 участка, равномерно распределяя их по толщине пласта, при этом забои добывающих скважин 7 верхнего яруса располагают под кровлей нефтяного пласта 1 на границе 5 участка. Дополнительно из ниш 12, расположенных во внутренних боках галерей, бурят навстречу друг другу не менее двух ярусов, восходящих с различными углами наклона подземных добывающих скважин 9, располагая их равномерно в надгалерейной зоне пласта. Надгалерейная зона пласта также ограничена по ширине участка вертикальными нагнетательными скважинами 6, пробуренными с поверхности земли вблизи границы 5 разрабатываемого участка и ограничена по высоте кровлей пласта и верхними добывающими скважинами 7. Траектории бурения всех скважин участка предварительно определены в технологической схеме разбуривания. Все подземные добывающие, нагнетательные и парораспределительные скважины могут быть пробурены как по относительно прямой траектории, так и по изогнутой траектории.

Вертикальные нагнетательные скважины 6 бурят с поверхности практически одновременно с бурением подземных добывающих скважин 7. Глубина бурения вертикальных скважин зависит от условия предотвращения попадания воды в скважину. Из следующей пары ниш 12 в направлении предварительно пробуренных вертикальных нагнетательных скважин 6 бурят не менее двух восстающих с различными углами наклона парораспределительных скважин 8, равномерно распределяя их по толщине пласта и проводя их в зоне влияния вертикальных нагнетательных скважин 6 или пересекая их, при этом забой верхней парораспределительной скважины 8 целесообразно расположить под кровлей нефтяного пласта на границе 5 участка. Из этой же пары ниш дополнительно между нишами бурят навстречу друг другу не менее двух ярусов восходящих нагнетательных скважин 10, также располагая их равномерно в надгалерейной зоне пласта, образованной вертикальными нагнетательными скважинами 6 и ограниченной по высоте для данной пары ниш верхними парораспределительными скважинами 8 и кровлей пласта. Таким образом, линии нагнетания теплоносителя и линии отбора добываемой жидкости располагают в разных вертикальных плоскостях, разнесенных на расстояние между соседними парами ниш 12 и последовательно чередуют их по длине галерей.

Первоначально в каждом ярусе всех подземных скважин бурят по одной скважине из всех последовательно обустроенных ниш по мере проходки галерей. Возможен вариант бурения двух и более подземных скважин в каждом ярусе. После проходки галерей 2, образования ниш 12 и бурения подземных добывающих скважин 7 и 9, парораспределительных скважин 8 и нагнетательных скважин 6,10 в каждую галерею бурят пароподающую скважину 11 и соединяют их с подземными нагнетательными скважинами 10. При необходимости, в начальный период разработки участка осуществляют соединение пароподающих скважин 11 с подземными парораспределительными 8 и добывающими скважинами 7, 9.

Вертикальные нагнетательные скважины 6 обустраивают для закачки теплоносителя и воды. Возможен вариант подачи воды и в пароподающую скважину 11. Приустьевые интервалы всех подземных скважин, пробуренных из галерей, крепят обсадными колоннами длиной 50-100 м, цементируют затрубное пространство и оборудуют запорной арматурой. Обсадку парораспределительных и нагнетательных скважин осуществляют для создания естественного гидравлического затвора из сконденсировавшего пара и пластовой жидкости в скважинах, который будет препятствовать прорыву пара в галереи. Обсадка добывающих скважин позволит отодвинуть момент подхода теплового фронта к галерее на конец периода разработки участка.

В нижних точках галерей 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).

Способ осуществляют следующим образом.

Стадия 1. Теплоноситель, например пар, одновременно подают в вертикальные нагнетательные скважины 6 и через пароподающую скважину 11 в нагнетательные скважины 10. Через нагнетательные скважины 10 осуществляют прогрев надгалерейной зоны пласта. На этой же стадии пароподающую скважину 11 соединяют с устьями парораспределительных скважин 8. Пар, закачанный в вертикальные нагнетательные скважины 6, первоначально прогревает окружающий их пласт до прорыва пара в парораспределительные скважины 8 за исключением парораспределительных скважин, пересекающих нагнетательные скважины 6. В парораспределительных скважинах, к забоям которых прорвался пар от вертикальных нагнетательных скважин 6, поток пара движется навстречу потоку пара от устьев парораспределительных скважин, подключенных к пароподающей скважине 11, активно прогревая околоствольное пространство этих скважин по всей длине. Нагнетаемый в пласт через скважины 6, 8 и 10 пар распространяется в первую очередь по высокопроницаемым зонам, где происходит теплообмен между паром и пластом. При этом пар конденсируется и под действием градиента давления конденсат, смешиваясь с разогретой подвижной нефтью, движется в направлении добывающих скважин.

Стадия 2. Устья всех добывающих скважин открыты для отбора поступающей из пласта жидкости. Добывающие скважины, не прореагировавшие на закачку пара, то есть скважины, из которых не появился приток жидкости, подключают к пароподающей скважине 11 и осуществляют прогрев околоствольного пространства данных скважин в течение заданного рабочего цикла, например 30 дней. Цикл периодической эксплуатации добывающих скважин устанавливают в зависимости от промысловых условий. Затем вновь открывают устья добывающих скважин, подключенных к пароподающим скважинам. Из добывающих скважин, прореагировавших на закачку пара, осуществляют отбор жидкости, а в остальные добывающие скважины продолжают закачку пара. Циклы закачки пара в добывающие скважины продолжают до вовлечения в работу по отбору жидкости всех добывающих скважин. Это говорит об образовании раздренированной зоны пласта в приустьевых зонах добывающих скважин. На этой стадии разработки участка устанавливается гидродинамическая связь между скважинами: парораспределительными 8 и добывающими 7, нагнетательными 10 и добывающими 9, а также происходит постоянный рост дебита нефти по добывающим скважинам 7, 9. В случае прорыва пара в добывающие скважины 7, 9 по высокопроницаемым зонам эти скважины переводят на периодическую эксплуатацию в течение заданного рабочего цикла, например 30 дней, при этом темп закачки пара во все нагнетательные скважины 6 и 10 снижают до ликвидации паропроявлений в скважинах 7, 9. Циклы периодической эксплуатации добывающих скважин могут изменяться в зависимости от промысловых условий.

На этой стадии также прекращают подачу пара от пароподающей скважины 11 к парораспределительным скважинам 8. Продолжают закачку пара только в вертикальные нагнетательные скважины 6 и подземные нагнетательные скважины 10 через пароподающую скважину 11. Парораспределительные скважины 8 открывают только для спуска накопившейся в них жидкости. Для более равномерного распределения тепла по объему пласта периодически закачивают в скважины 6 и (или) 11 попутно добываемую воду, которая отбирает тепло у высокопроницаемых хорошо раздренированных и разогретых зон и переносит его в другие части пласта 1. К концу этой стадии нефтяной пласт 1 достаточно хорошо и равномерно разогрет.

Стадия 3. На этой стадии пар закачивают только в нагнетательные скважины 6 и 10, которые связаны с наименее разработанными участками нефтяного пласта. Все добывающие 7, 9 и парораспределительные 8 скважины, не связанные с нагнетательными скважинами 6, 10, в которые ведется закачка пара, открыты. Их переводят по мере прорыва пара на периодическую эксплуатацию. Для лучшей отмывки нефти от пород пласта закачивают в скважины 6 и (или) 11 поверхностно-активные вещества (ПАВ) и попутно добываемую воду.

Пример. Заявленный способ может быть реализован на Ярегском месторождении высоковязкой нефти, содержащем нефть вязкостью до 12 Па*с. Продуктивный пласт средней толщиной 26 м залегает на глубине 200 м. Рассмотрим вариант разбуривания участка с проходкой двух галерей и обустройством ниш (фиг.3, 4). У подошвы нефтеносного пласта 1 участка разрабатываемого месторождения площадью 36 га сооружают, например, прямолинейные буровые галереи 2 длиной 600 м, сечением 10 м2 с расстоянием между галереями 25 м. Ниши обустраивают в обоих боках галерей 2 по мере их проходки для установки бурового оборудования. Размер ниши определяют из условия предотвращения помех для перемещения грузов по галереям при их проходке. При использовании бурового станка ПБС-2Т глубина ниши составляет 4 м, сечение - 10 м2. После образования первых ниш 12 в них устанавливают буровые станки и параллельно с работами по проходке галерей 2 осуществляют бурение подземных скважин. Это позволяет сократить время подготовительных работ на блоке примерно на 1 год. Одновременно с этим вблизи границы 5 подготавливаемого участка с поверхности земли бурят вертикальные нагнетательные скважины 6. Забои скважин 6 располагают выше подошвы нефтяного пласта, например на 1/4 его толщины. Из ниш 12 к каждой скважине 6 бурят не менее двух восходящих с различными углами наклона парораспределительных скважин 8, равномерно распределяя их по пласту и проводя их в зоне влияния скважин 6 или пересекая их, при этом забой верхней парораспределительной скважины 8 располагают под кровлей нефтяного пласта на границе участка. На прилагаемых схемах изображен вариант бурения двух ярусов парораспределительных скважин 8. Длина парораспределительных скважин 8 - до 800 м. Скважины 8 располагают в виде веера, лежащего в вертикальной плоскости, находящейся в зоне влияния или проходящей через скважину 6. Из ниш 12 также бурят ярусы восходящих с различными углами наклона добывающих скважин 7, направленных к границе участка, равномерно распределяя их по толщине пласта, при этом длина добывающих скважин 7 также примерно составляет 800 м, а зенитные углы при бурении добывающих скважин 7 соответствуют зенитным углам парораспределительных скважин 8. На прилагаемых схемах изображен вариант бурения трех ярусов добывающих скважин 7. Из первой пары ниш 12 по мере проходки галерей дополнительно бурят навстречу друг другу восходящие с различными углами наклона подземные добывающие скважины 9, располагая их равномерными ярусами в надгалерейной зоне пласта, ограниченной по площади участка вертикальными нагнетательными скважинами 6, а по высоте верхними добывающими скважинами 7 и кровлей пласта. Из следующей пары ниш по мере проходки галерей дополнительно бурят навстречу друг другу восходящие с различными углами наклона нагнетательные скважины 10, также располагая их равномерными ярусами в надгалерейной зоне пласта, ограниченной по площади участка вертикальными нагнетательными скважинами 6, а по высоте верхними парораспределительными скважинами 8 и кровлей пласта. Таким образом, линии нагнетания теплоносителя, например пара, и линии отбора добываемой жидкости располагают в разных вертикальных плоскостях, разнесенных на расстояние между соседними парами ниш 12, и последовательно чередуют их по длине галерей. Максимальный угол наклона добывающей скважины 9 и нагнетательной скважины 10 к горизонту в верхнем ярусе определяют возможностью бурового станка и толщиной пласта. Для бурового станка ПБС-2Т угол наклона составляет 20°. На прилагаемых схемах изображен вариант бурения трех ярусов добывающих скважин 9 и нагнетательных скважин 10. Верхние скважины 9 и 10 вскрывают подкровельную часть пласта 1 и при толщине пласта 26 м их длина будет составлять 76 м. Длину и угол последующих скважин выбирают из условия обеспечения равномерного охвата пласта по толщине и площади прогревом и дренированием. После проходки галерей 2, образования ниш 12 и бурения подземных добывающих скважин 7 и 9, парораспределительных скважин 8 и нагнетательных скважин 6, 10 в каждую галерею бурят пароподающую скважину 11 и соединяют их с подземными нагнетательными скважинами 10. Приустьевые интервалы всех скважин, пробуренных из галерей, крепят обсадными колоннами длиной 50-100 м, цементируют затрубное пространство и оборудуют запорной арматурой. Вертикальные нагнетательные скважины 6 обустраивают для закачки теплоносителя и воды. Возможен вариант подачи воды и в пароподающую скважину 11.

После окончания обустройства участка через скважины 6 и 11 в пласт от котельной или парогенераторов подают теплоноситель, например пар, и ведут разработку участка по вышеуказанной технологии. Добываемую жидкость из подземных скважин 7, 9 транспортируют по специальной канавке в галереях 2 или по трубопроводу, проложенному галереях 2, в сборные емкости. Из сборной емкости жидкость откачивают с помощью насосов на поверхность для дальнейшей подготовки и транспортировки на нефтеперерабатывающий завод.

Все месторождение отрабатывается одновременно или последовательно отдельными участками.

Изобретение по сравнению с прототипом благодаря взаимосвязи поверхностных нагнетательных и пароподающих скважин с подземными скважинами обеспечивает благоприятные условия для активизации разогрева всего объема пласта, более быстрого установления гидродинамической связи между скважинами, а также регулирования теплового режима пласта, что обеспечивает существенное повышение коэффициента нефтеизвлечения и, как результат, сокращение срока вывода разрабатываемого участка на проектный уровень добычи нефти и сокращение срока разработки всего месторождения.

1. Комбинированный способ термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти, включающий закачку теплоносителя через вертикальные нагнетательные скважины, пробуренные с поверхности вблизи границы участка разрабатываемого месторождения, прогрев пласта через пробуренные из галереи, расположенной в продуктивном нефтяном пласте или ниже него, парораспределительные скважины, находящиеся в зоне влияния нагнетательных скважин или пересекающие их, и отбор жидкости через добывающие скважины, пробуренные из галереи к границе участка, отличающийся тем, что дополнительно бурят из галереи восходящие нагнетательные и добывающие скважины в различных вертикальных плоскостях в надгалерейной зоне, ограниченной вертикальными нагнетательными скважинами, кровлей пласта и соответственно верхними парораспределительными скважинами или верхними добывающими скважинами, направленными к границе участка, бурят с поверхности в галерею пароподающую скважину и соединяют ее с подземными нагнетательными скважинами, дополнительно осуществляют закачку в них теплоносителя через пароподающую скважину, а отбор жидкости ведут одновременно из всех добывающих скважин.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что пароподающую скважину в начальный период разработки дополнительно соединяют с устьями парораспределительных скважин и осуществляют в них закачку теплоносителя.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что пароподающую скважину в начальный период разработки дополнительно соединяют с устьями добывающих скважин, не прореагировавших на закачку теплоносителя в пласт, и осуществляют в них циклическую закачку теплоносителя, при этом циклы закачки теплоносителя продолжают до вовлечения в работу по отбору жидкости всех добывающих скважин.

www.findpatent.ru

термошахтный способ разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти - патент РФ 2535326

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.

Рисунки к патенту РФ 2535326

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.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

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.freepatent.ru

Термошахтный способ разработки высоковязкой нефти

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, пологонаклонных добывающих, пробуренных из горной выработки нефтяного пласта и вертикальных нагнетательных, пробуренных с поверхности, скважин. Закачку теплоносителя через нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта от призабойной зоны верхнего яруса пологонаклонных скважин и созданием паровой камеры, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины (RU 97103294 А, опубл. 10.12.1998 г.).

Недостатком известного способа является слабый прогрев нижней части нефтяного пласта и высокие теплопотери в кровле нефтяного пласта.

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, невозможность применения парогравитационного дренажа, проходка добывающих скважин в пустых породах.

Известен способ разработки нефтяного пласта, заключающийся в проходке горных выработок ниже нефтяного пласта, чередованием прогрева продуктивного пласта теплоносителем, закачиваемым в пологовосстающие скважины, и отбором нефти из добывающих пологовосстающих скважин (RU 2199004 С2, Е21В 43/24, опубл. 20.02.2003).

Недостатком известного способа является прогрев прилегающей части нефтяного пласта (подошвы), цикличность закачки основного объема теплоносителя и добычи нефти, высокий уровень тепловыделения в выработку и, как следствие, высокая вероятность нарушения микроклимата в горных выработках.

Наиболее близким способом к заявленному является подземно-поверхностный способ разработки месторождения высоковязкой нефти, включающий закачку теплоносителя в нефтяной пласт через поверхностные нагнетательные скважины, распределение пара посредством парораспределительных скважин, отбор пластовой жидкости через пологовосходящие добывающие скважины. (RU 2199657 С2, опубл. 27.02.2003).

Недостатком известного способа является низкий коэффициент извлечения нефти (ниже 50%) в результате недостаточного прогрева нижней части нефтяного пласта и высоких теплопотерь.

Технический результат заключается в создании способа разработки высоковязкой нефти, позволяющий повысить коэффициент извлечения пластовой нефти до 65% за счет равномерного прогрева нефтяного пласта по высоте при минимальных теплопотерях на добычу нефти.

Технический результат достигается за счет того, что при осуществлении термошахтного способа разработки высоковязкой нефти, включающего закачку пара в нефтяной пласт и отбор нефти через добывающие скважины, согласно изобретению, 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 в добычной режим.

Подачу пара-теплоносителя осуществляют с поверхности и через подземную систему, что обеспечивает равномерное распределение тепловых полей в нижней части пласта с помощью горизонтальных скважин.

Отработку нижней части пласта ведут несколькими горизонтальными скважинами в зависимости от производительности подземной системы пароснабжения. При этом ввод в эксплуатацию системой пароснабжения последующих горизонтальных скважин осуществляют после отработки предыдущих, что позволяет переводить горизонтальные скважины в исключительно добычной режим, тем самым существенно повышая коэффициент извлечения нефти. Это можно объяснить тем, что добычу нефти осуществляют за счет вертикальной фильтрации, когда тепловые поля образуются в нижней и средней частях нефтяного плата и постепенно поднимаются вверх.

Отработка горизонтальных скважин в пароциклическом режиме, включающем закачку пара, временную выдержку и добычу, позволяет снижать пароводонефтяное соотношение, т.е. осуществлять эффективное распределение теплоносителя по ярусам нефтяного пласта, в особенности в нижней части, и к концу разработки участка нефтяного пласта снижать разность коэффициентов нефтеизвлечения ярусов пласта, повышая коэффициент извлечения нефти до 65% при минимальных теплозатратах (пароводонефтяное соотношение) на добычу.

Известно, что нижняя часть пласта, представляющая собой водонасыщенную толщу, прогревается слабо в результате того, что прогретая нефть, унося тепло, сразу стекает из скважин. В заявляемом способе минимальные теплозатраты обеспечиваются высокоэффективным прогревом верхней части пласта, а также и нижней части пласта, которая помимо теплораспределения от верхних ярусов пласта дополнительно получает тепло от шахтной системы пароснабжения за счет паровых «оторочек».

Изобретение проиллюстрировано следующим образом.

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

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

На фиг. 3 представлено распределение тепловых полей по нефтяному пласту.

Добычной комплекс для осуществления заявляемого способа строят следующим образом.

В начале над нефтяным пластом с поверхности строят вертикальные воздухоподающий и вентиляционный стволы 1. Далее выполняют сеть капитальных горных выработок 2, промежуточных выработок 3 к уклонному блоку. 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. С поверхности в буровую галерею прокладывают паропроводы 8, оборудуют устья скважин. Из буровой галереи 5 бурят по плотной сетке наклонные пологовосстающие 9 и горизонтальные добывающие скважины 10. В зависимости от толщины нефтяной пласт 11 делят по высоте на верхний и нижний ярусы. В устья горизонтальных скважин устанавливают запорную арматуру 12 и подсоединяют к паропроводу 13 (фиг. 2).

Устье горизонтальной добывающей скважины представляет собой соединение из трех элементов запорной арматуры 12 со свободным сливом нефти.

Регулирование подачи пара выполняют только у подземной системы пароснабжения, предназначенной для отработки нижней части пласта 11.

Позицией 14 обозначена вертикальная нагнетательная скважина, которая образует тепловое поле 15. Добывающая пологовосстающая скважина 9 при прорыве пара превращается в парораспределительную с тепловым полем 16. Тепловое поле 17 образуется вокруг добывающей скважины 10.

Добычу пластовой нефти заявляемым способом осуществляют следующим образом.

Пологовосстающие скважины 9 ведут добычу нефти постоянно до начала прорыва пара в горные выработки, далее добыча ведется циклически с управлением запорной арматуры 12 оператором добычи. Горизонтальные скважины 10 работают в циклическом режиме методом пароциклической отработки от шахтной системы пароснабжения. Первоначально ведется закачка пара, далее происходит выдержка на снижение температуры в скважине и истечение флюидов. Время на закачку и выжидание с каждым последующим циклом увеличивается, так как площадь теплового поля скважины увеличивается.

Горизонтальные скважины 10 переводят в добычной режим, исходя из расчетного времени либо ориентируясь по датчику давления, установленному на устье скважины. Подземную систему пароснабжения подключают в процессе строительства уклонного блока с помощью запорной арматуры 12 к тем горизонтальным скважинам 10, которые направлены на разработку нижних ярусов вблизи водоносной толщи подошвы нефтяного пласта.

Добыча нефти происходит в процессе вертикальной фильтрации, а тепловые поля, создаваемые паром, образуются в нижней и срединной части пласта 11, постепенно поднимаясь вверх. В нефтяном пласту 11 создаются следующие тепловые поля на стадии проектной добычи (середина цикла отработки участка нефтяного пласта) и расположены следующим образом (фиг. 3): от вертикальной нагнетательной скважины 14 образуется тепловое поле 15, добывающая пологовосстающая скважина 9 при прорыве пара от вертикальной скважины становится парораспределительной с тепловым полем 16. Горизонтальная добывающая скважина 10 образует вокруг себя тепловое поле 17.

Коэффициент извлечения нефти приблизительно составляет 65%, при этом теплозатраты зависят от горно-геологических условий и параметров нагнетательной системы.

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 65%.

Термошахтный способ разработки высоковязкой нефти, включающий закачку пара в нефтяной пласт и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что 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 в добычной режим.

edrid.ru

Термошахтный способ разработки залежи высоковязкой нефти

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к термошахтным способам разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов. Обеспечивает увеличение конечной нефтеотдачи пласта за счет одновременного поэлементного охвата всей площади разрабатываемого участка пласта прогревом и дренированием путем контролируемого нагнетания пара и отбора нефти из каждой конкретной зоны. Сущность изобретения: способ предусматривает выделение на площади участка залежи условных элементов с высотой, соответствующей толщине нефтяного пласта, бурение нагнетательных скважин с поверхности в центральную часть каждого условного элемента с выделением по геолого-геофизическим данным по каждой нагнетательной скважине в нижней части пласта в каждом условном элементе наиболее проницаемого пропластка, бурение добывающих скважин из горной выработки в наиболее проницаемый пропласток в каждом условном элементе. Одной добывающей скважиной вскрывают наиболее проницаемый пропласток нескольких условных элементов, если наиболее проницаемый пропласток в смежных элементах расположен на одном уровне или выше, чем в ранее пройденных элементах. Забой добывающей скважины размещают на внешней границе условного элемента. Определяют наличие гидравлической связи между нагнетательной и добывающей скважинами в каждом условном элементе. При отсутствии гидравлической связи между нагнетательной и добывающей скважинами эту связь обеспечивают, например, гидроразрывом пласта. Закачку теплоносителя осуществляют во все нагнетательные скважины, при этом каждую нагнетательную скважину обсаживают на глубину от устья до кровли пласта. Осуществляют контроль за параметрами жидкости в каждой добывающей скважине. При прорыве теплоносителя в добывающую скважину какого-либо условного элемента осуществляют мероприятия по увеличению расстояния между зоной нагнетания и зоной отбора, например, производят закачку изолирующего раствора в нагнетательную скважину. Эти мероприятия осуществляют неоднократно при повторных прорывах теплоносителя в эту же добывающую скважину этого же условного элемента до подъема зоны нагнетания в нагнетательной скважине до кровли пласта. Закачку теплоносителя осуществляют до полной выработки запасов из данного условного элемента с последующим отключением нагнетательной скважины этого элемента. 6 з.п. ф-лы, 1 пр., 5 ил.

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

Известен способ термошахтной разработки нефтяной залежи (см. а.с. СССР №920200 от 31.07.78, МПК: Е21В 43/24), обеспечивающий последовательную выработку отдельных участков, на которые разбивают разрабатываемую площадь залежи. Согласно способу первоначально вырабатывают подкровельные участки пласта путем проходки эксплуатационной галереи в верхней или средней части пласта, а затем вырабатывают участки в нижней части пласта путем сооружения эксплуатационной галереи у подошвы нефтяного пласта. Далее из эксплуатационных галерей бурят горизонтальные и пологовосходящие скважины, равномерно размещая их по пласту. Все скважины используют как нагнетательные для закачки пара или как добывающие для отбора жидкости поочередно или постоянно.

Основным недостатком данного способа является большой объем проходки горных выработок, а также увеличение срока разработки залежи за счет последовательной разработки отдельных участков.

Также известен способ тепловой разработки месторождения высоковязкой нефти (см. патент РФ №2343276 от 28.02.2007), в котором бурят с поверхности как добывающие вертикальные, так и нагнетательные горизонтальные скважины. Нагнетательные скважины бурят с периферии участка под нисходящим углом к добывающей скважине в области подошвы пласта до образования между скважинами гидравлической связи с последующей циклической закачкой изолирующего наполнителя в нагнетательную скважину после каждого прорыва пара в добывающую скважину.

Основным недостатком данного способа является высокая стоимость проводки горизонтальных скважин, пробуренных с поверхности, которая кратно превышает стоимость вертикальных поверхностных скважин и любых подземных скважин.

Наиболее близким по технической сущности, принятым за прототип, является термошахтный способ разработки месторождения высоковязкой нефти (см. патент РФ №2199657, Е21В 43/24 от 17.04.2001 г.), включающий бурение добывающих скважин из горной выработки и нагнетательных скважин с поверхности, закачку пара и отбор нефти. Способ предусматривает бурение дополнительной добывающей скважины, пробуренной ниже забоя поверхностных нагнетательных скважин, которую после прорыва в нее пара переводят в разряд парораспределительных скважин (патент РФ №2114289 от 12.03.1997 г. МПК: Е21В 43/24).

Однако данный способ предусматривает равномерное распределение добывающих скважин по объему пласта и равномерное распределение нагнетательных скважин вблизи границы участка, 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 конечной нефтеотдачи пласта за счет одновременного поэлементного охвата всей площади разрабатываемого участка пласта прогревом и дренированием путем контролируемого нагнетания пара и отбора нефти из каждой конкретной зоны.

Поставленная задача достигается тем, что в заявляемом термошахтном способе разработки залежи высоковязкой нефти осуществляют бурение нагнетательных скважин с поверхности и добывающих скважин из горной выработки, закачку пара и отбор нефти.

Существенными отличительными признаками заявленного изобретения являются:

- участок залежи разбивают по площади на условные элементы с высотой, соответствующей толщине нефтяного пласта;

- в центральную часть площади каждого условного элемента бурят нагнетательную скважину;

- по геолого-геофизическим данным по каждой нагнетательной скважине выделяют в нижней части пласта в каждом условном элементе наиболее проницаемый пропласток;

- каждый наиболее проницаемый пропласток в каждом условном элементе вскрывают добывающей скважиной;

- предварительно намечают траекторию бурения добывающих скважин с учетом расположения по толщине пласта наиболее проницаемых пропластков в каждом условном элементе, при этом одной добывающей скважиной вскрывают наиболее проницаемый пропласток нескольких условных элементов, если наиболее проницаемый пропласток в смежных элементах расположен на одном уровне или выше, чем в ранее пройденных элементах, при этом забой добывающей скважины размещают на внешней границе условного элемента;

- определяют наличие гидравлической связи между нагнетательной и добывающей скважинами в каждом условном элементе;

- при отсутствии гидравлической связи между нагнетательной и добывающей скважинами в каждом условном элементе проводят геолого-технические мероприятия для образования такой связи;

- закачку теплоносителя осуществляют во все нагнетательные скважины, при этом каждую нагнетательную скважину обсаживают на глубину от устья до кровли пласта;

- осуществляют контроль за параметрами жидкости в каждой добывающей скважине;

- при прорыве теплоносителя в добывающую скважину какого-либо условного элемента осуществляют мероприятия по увеличению расстояния между зоной нагнетания и зоной отбора и осуществляют их неоднократно при повторных прорывах теплоносителя в эту же добывающую скважину этого же условного элемента до подъема зоны нагнетания в нагнетательной скважине до кровли пласта, при этом закачку теплоносителя осуществляют до полной выработки запасов из данного условного элемента с последующим отключением нагнетательной скважины этого элемента;

- в качестве теплоносителя используют, например, пар;

- выполняют каждый условный элемент с шириной и длиной не более двух толщин нефтяного пласта на конкретном участке, например, в виде параллелепипеда;

- определяют наличие гидравлической связи между нагнетательной и добывающей скважинами в каждом условном элементе, например, по появлению жидкости на устье пробуренной добывающей скважины после пробной закачки воды в нагнетательную скважину данного условного элемента;

- в качестве геолого-технического мероприятия для установления гидравлической связи между нагнетательной и добывающей скважинами в каждом условном элементе, например, проводят гидроразрыв пласта;

- в качестве мероприятия по увеличению расстояния между зоной нагнетания и зоной отбора, например, осуществляют закачку изолирующего раствора в нагнетательную скважину;

- в качестве изолирующего раствора используют нетвердеющие растворы, например водный раствор глины, бентонита или гелеобразующий состав «ГАЛКА».

Гелеобразующий состав «ГАЛКА» предназначен для выравнивания профиля приемистости и селективной изоляции высокопроницаемых пластов в технологиях повышения нефтеотдачи. Например, ГАЛКА-термогель НТ имеет время гелеобразования 10%-ного раствора при 90°C, час, не более 1,0 (см. ТУ 2163-015-00205067-01 «Галка-термогель» ОАО "Аурат", 125438, Москва, 4-й Лихачевский пер. д.6 и книгу Ильиной Г.Ф., Алтуниной Л.К. «Методы и технологии повышения нефтеотдачи для коллекторов Западной Сибири»: Учебное пособие. - Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2006. - 166 с.).

При описании способа в дальнейшем вместо термина «теплоноситель» будет использован термин «пар».

Указанная совокупность существенных признаков обеспечивает благоприятные условия для увеличения конечной нефтеотдачи пласта за счет одновременного поэлементного охвата всей площади разрабатываемого участка пласта прогревом и дренированием. Разделение всего участка разрабатываемой площади на условные элементы и вовлечение всех элементов в разработку одновременно, в каждом из которых размещены поверхностная нагнетательная скважина и подземная добывающая скважина, вскрывающая наиболее проницаемый пропласток в нижней части нефтяного пласта, и обеспечение гидродинамической связи между нагнетательной и добывающей скважинами позволяет осуществлять контролируемое нагнетание пара и осуществлять контролируемый отбор нефти из каждого элемента. В результате создаются условия для образования гидротермодинамической связи между конкретными скважинами с последующим образованием в каждом условном элементе термогравитационной камеры, увеличивающейся в объеме с течением времени и охватывающей весь объем каждого элемента прогревом, то есть создаются благоприятные условия для увеличения подвижности высоковязкой нефти во всем объеме каждого отдельного элемента разрабатываемого участка и извлечения ее из пор пласта.

Таким образом, способ обеспечивает условия для управления поэлементно рассредоточенными гидротермодинамическими связями в пласте, то есть обеспечивается возможность контроля нагнетания пара в каждую конкретную зону и отбора нефти из конкретной зоны и практически не остается участков, не охваченных тепловым воздействием и дренированием, что существенно увеличивает конечную нефтеотдачу 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 изобретательный уровень. Изобретение промышленно применимо, т.к. имеющееся оборудование и технология, разработанная нами, позволяют реализовать способ в полном объеме.

На фиг.1 схематично изображен план участка с разбивкой на условные элементы, на котором указано расположение нагнетательных скважин, пробуренных с поверхности, и добывающих скважин, пробуренных из буровой галереи, расположенной в нижней части пласта; на фиг.2 схематично изображен разрез по А-А пласта с расположением горной выработки, нагнетательных и добывающих скважин, вариант, когда одной добывающей скважиной вскрывают наиболее проницаемый пропласток, расположенный на одном уровне в нескольких условных элементах; на фиг.3 схематично изображен разрез по Б-Б пласта с расположением горной выработки, нагнетательных и добывающих скважин, вариант, когда одной добывающей скважиной вскрывают наиболее проницаемый пропласток, расположенный на одном уровне в нескольких условных элементах и с повышенной отметкой по высоте в дальнем условном элементе; на фиг.4 схематично изображен разрез по В-В пласта с расположением горной выработки, нагнетательных и добывающих скважин, вариант, когда одной добывающей скважиной вскрывают наиболее проницаемый пропласток, расположенный на одном уровне в нескольких условных элементах и другой добывающей скважиной вскрывают наиболее проницаемый пропласток, расположенный в дальнем условном элементе с пониженной отметкой по высоте; на фиг.5 схематично изображен разрез по Г-Г пласта с расположением горной выработки, нагнетательных и добывающих скважин, вариант, когда одной добывающей скважиной вскрывают наиболее проницаемый пропласток, расположенный на одном уровне в нескольких условных элементах и другой добывающей скважиной вскрывают наиболее проницаемый пропласток, расположенный в ближнем условном элементе с пониженной отметкой по высоте.

Обустройство участка залежи по предлагаемому способу производят в следующей последовательности. После обустройства шахтных стволов и рудничного двора проходят выработки надпластового горизонта для вскрытия отдельных участков залежи. Затем из выработок надпластового горизонта проходят наклонные горные выработки до подошвы нефтяного пласта 1. Вышеперечисленные горные выработки являются для шахт традиционными и поэтому на схеме не показаны. У подошвы нефтяного пласта 1 или ниже пласта, вблизи водонефтяного контакта (ВНК), сооружают галерею 2 для бурения добывающих скважин 3 и соединяют ее, например, напрямую или через этажные горные выработки с вертикальными шахтными стволами: подъемным и вентиляционным (на схеме не показано). Подготовленный для разбуривания участок залежи разбивают в плане на условные элементы 4 с высотой, соответствующей толщине нефтяного пласта. Указанные элементы выполняют с шириной и длиной не более двух толщин нефтяного пласта на данном участке, например, в виде параллелепипеда. Возможно выполнение условных элементов с длиной и шириной меньшего размера. В центральную часть площади каждого условного элемента с поверхности бурят нагнетательные скважины 5 до нижней части пласта. По геолого-геофизическим данным в каждой нагнетательной скважине каждого условного элемента, ориентировочно в нижней трети пласта по толщине, определяют наиболее проницаемый пропласток 6. Разбуривание участка добывающими скважинами 3 производят из галереи 2, при этом предварительно намечают траекторию бурения добывающих скважин с учетом расположения по толщине пласта наиболее проницаемых пропластков в каждом условном элементе, причем одной добывающей скважиной вскрывают наиболее проницаемый пропласток нескольких условных элементов, если наиболее проницаемый пропласток в смежных элементах расположен на одном уровне или выше, чем в ранее пройденных элементах. Добывающие скважины могут быть по траектории как пологовосходящими, так и горизонтальными. Забой каждой добывающей скважины 3 размещают на внешней границе условного элемента 4 (см. фиг.1).

В варианте разбуривания участка нефтяного пласта, приведенном на фиг.2, одной добывающей скважиной вскрывают наиболее проницаемый пропласток, расположенный на одном уровне в нескольких условных элементах. В варианте разбуривания участка нефтяного пласта, приведенном на фиг.3, одной добывающей скважиной вскрывают наиболее проницаемый пропласток 6, расположенный на одном уровне в нескольких условных элементах и с повышенной отметкой по высоте в дальнем условном элементе 4. В варианте разбуривания участка нефтяного пласта, приведенном на фиг.4, одной добывающей скважиной 3 вскрывают наиболее проницаемый пропласток 6, расположенный на одном уровне в нескольких условных элементах 4, и другой добывающей скважиной 3 вскрывают наиболее проницаемый пропласток 6, расположенный в дальнем условном элементе 4 с пониженной отметкой по высоте. В варианте разбуривания участка нефтяного пласта, приведенном на фиг.5, одной добывающей скважиной 3 вскрывают наиболее проницаемый пропласток 6, расположенный на одном уровне в нескольких условных элементах 4, и другой добывающей скважиной 3 вскрывают наиболее проницаемый пропласток 6, расположенный в ближнем условном элементе 4 с пониженной отметкой по высоте. Таким образом, каждый условный элемент вскрыт одной нагнетательной скважиной и одной добывающей скважиной.

В процессе бурения каждой добывающей скважины 3 определяют наличие гидравлической связи между нагнетательной 5 и добывающей 3 скважинами в каждом условном элементе 4, например, по появлению жидкости на устье пробуренной добывающей скважины после пробной закачки воды в нагнетательную скважину данного условного элемента. Наличие гидравлической связи также можно определить, например, по изменению уровня жидкости в нагнетательной скважине при подаче воды в добывающую скважину. При отсутствии гидравлической связи между нагнетательной и добывающей скважинами в каждом условном элементе проводят геолого-технические мероприятия для образования такой связи, например гидроразрыв пласта.

После подготовки условных элементов к разработке осуществляют закачку пара во все нагнетательные скважины при открытых устьях всех добывающих скважин. При вскрытии условных элементов одной нагнетательной и одной добывающей скважиной при закачке пара в нагнетательную скважину в каждом условном элементе пар движется по наиболее проницаемой зоне - зоне гидравлической связи, отдавая тепло и разогревая нефтяной пласт, образуя зону активного нефтеизвлечения, где происходит конденсация пара, смешивание конденсата с нефтью и продвижение водонефтяной эмульсии к призабойной зоне добывающей скважины. Одновременно происходит разогрев призабойной зоны добывающей и нагнетательных скважин. Таким образом, обеспечивается создание гидротермодинимической связи между нагнетательной и добывающей скважинами, при этом учитывая, что добывающими скважинами вскрыты наиболее проницаемые пропластки в нижней части пласта, а по законам физики пар поднимается вверх, то по мере разогрева нефтяного пласта наступает момент образования в каждом условном элементе термогравитационной камеры (ТГК), которая увеличивается в объеме с течением времени, при этом температура пара в ТГК становиться равной температуре закачиваемого пара и пар прорывается в добывающие скважины. Добывающие скважины закрывают и осуществляют мероприятия по увеличению расстояния между зоной нагнетания и зоной отбора по одной из известных технологий, например путем закачки изолирующего раствора в нагнетательную скважину. В качестве изолирующего раствора используют нетвердеющие растворы, например водный раствор глины, бентонита, или гелеобразующие составы, например, ГАЛКА. Возможен вариант, когда перед закачкой изолирующей жидкости в нагнетательную скважину осуществляют уменьшение темпа нагнетания пара для расширения объема термогравитационной камеры, а после прорыва пара в добывающую скважину осуществляют мероприятия по увеличению расстояния между зоной нагнетания и зоной отбора. Затем снова осуществляют закачку пара в нагнетательную скважину при открытом устье добывающей скважины, вновь обеспечивая условия для расширения зоны распространения пара и накопления разогревшейся жидкости в добывающей скважине, при этом, так как нагнетательная камера размещена в центре условного элемента, термогравитационная камера равномерно расширяется в объеме по всему условному элементу, то есть происходит полный охват тепловым воздействием каждого условного элемента.

Мероприятия по увеличению расстояния между зоной нагнетания и зоной отбора осуществляют неоднократно при повторных прорывах пара в эту же добывающую скважину этого же условного элемента до подъема зоны нагнетания в нагнетательной скважине до кровли пласта. На этой стадии пласт достаточно хорошо и равномерно разогрет. Происходит интенсивный отбор нефти. Закачку пара осуществляют до полной выработки запасов из данного условного элемента с последующим отключением нагнетательной скважины этого элемента. В этот период осуществляется нерегулируемое влияние на добывающую скважину других работающих нагнетательных скважин. Возможен вариант, когда при подъеме зоны нагнетания в нагнетательной скважине до кровли пласта при прорыве пара в добывающую скважину осуществляют уменьшение темпа нагнетания пара.

Далее добывающие скважины переводят на периодическую эксплуатацию в течение заданного рабочего цикла, например 30 дней. Циклы периодической эксплуатации добывающих скважин могут изменяться в зависимости от промысловых условий.

В случае, если добывающей скважиной вскрывают несколько условных элементов, то при прорыве пара в такую добывающую скважину осуществляют мероприятия по установлению конкретной нагнетательной скважины, из которой прорвался пар, например, осуществляют поочередное отключение или подключение нагнетательных скважин. Возможен вариант проведения термометрических исследований в добывающей скважине, при этом в условном элементе, в котором прорвался пар, будет максимальная температура. Другим вариантом установления нагнетательной скважины, из которой прорвался пар, является сравнение расходов пара по нагнетательным скважинам. В скважине, из которой прорвался пар, будет наблюдаться резкое увеличение расхода пара. Установив нагнетательную скважину, из которой прорвался пар, скважину останавливают и, осуществив мероприятия по увеличению расстояния между зоной нагнетания и зоной отбора, как было описано ранее, в скважину вновь закачивают пар, обеспечивая условия для увеличения объема образующейся термогравитационной камеры в каждом условном элементе.

Аналогичные мероприятия осуществляют по всем условным элементам разрабатываемого участка независимо от условия вскрытия их добывающими скважинами.

Рассмотрим пример конкретного осуществления способа.

Предлагаемый способ может быть реализован на Ярегском месторождении высоковязкой нефти. Залежь представлена терригенным неоднородным трещиновато-пористым пластом на глубине 200-220 м, толщиной 40 м, с температурой 6-8°C, с пластовым давлением 0,1-0,2 МПа, пористостью 26%, проницаемостью 2-3 мкм2, вязкостью нефти 12 Па*с. Месторождение отрабатывают по термошахтной технологии отдельными блоками размерами от 5 до 20 га. Для прогрева пласта используют в качестве теплоносителя водяной пар с давлением до 1,2 МПа. Рассматриваемый участок залежи длиной 320 м и шириной 300 м расположен на границе шахтного поля. Площадь участка условно разделяют на 12 элементов (квадратов) с длиной стороны, равной 80 м, учитывая, что на данном участке постоянная толщина пласта. Обустройство участка залежи осуществляют в последовательности, описанной ранее. В подошве пласта проходят галерею 2 в виде панели длиной до 320 метров. Галерею 2 располагают в 300 метрах параллельно границе шахтного поля и производят из нее бурение добывающих скважин 3. В центральную часть площади каждого условного элемента 4 с поверхности бурят нагнетательные скважины 5 до нижней части пласта и обсаживают паронагнетательными колоннами. По геолого-геофизическим данным в каждой нагнетательной скважине каждого условного элемента, ориентировочно в нижней трети пласта по толщине, определяют наиболее проницаемый пропласток 6. Каждый наиболее проницаемый пропласток в каждом условном элементе вскрывают добывающей скважиной. Учитывая, что на данном участке одинаковая толщина пласта, бурение добывающих скважин осуществляют согласно фиг.2, при этом забой каждой добывающей скважины размещают на внешней границе условного элемента.

Все добывающие скважины 3 обсаживают на глубину 60 метров от устья, а нагнетательные скважины 5 - до кровли пласта условно выделенного элемента. Учитывая то, что при такой конструкции скважин проникновение пара в пласт из паронагнетательной колонны возможно в зоне наименьшего расстояния между скважинами 3 и 5, создается наибольшая вероятность налаживания гидродинамической связи между ними именно в центре (по площади) каждого условно выделенного элемента. Пар подают во все нагнетательные скважины 5 одновременно. При этом конструкция нагнетательных скважин и место размещения нагнетательных и добывающих скважин обуславливают создание одной гидротермодинамической связи конкретной скважины 3 с конкретной скважиной 5. В месте образования гидротермодинамической связи между ними образуется термогравитационная камера, которая увеличивается в объеме с течением времени. Извлекаемая из пор пласта 3 нефть в смеси с конденсатом поступает в добывающую скважину 3 и далее в галерею 2. При образовании термогравитационной камеры в области гидротермодинамической связи создаются условия, при которых прорывается пар в добывающую скважину 6 и выходит в галерею 2. В случае дренировании добывающей скважиной нескольких элементов место прорыва пара определяют путем попеременного отключения или подключения нагнетательных скважин. При отключении нагнетательной скважины 5 элемента 4, имеющего прорыв, выход пара на устье скважины 3 прекратится в течение, примерно, суток. Кроме этого, конкретную скважину 5, от которой произошел прорыв пара, можно определить по текущему расходу пара. При прорыве пара будет наблюдаться резкое увеличение расхода. Кроме этого, для определения температуры в стволы добывающих скважин 3 может быть помещена термометрическая аппаратура. По регистрации наибольшей температуры в каком-либо интервале скважины 3 определяют конкретную скважину 5, от которой происходит прямой прорыв пара. Для ликвидации паропроявлений осуществляют мероприятия по увеличению расстояния между зоной нагнетания и зоной отбора, как было указано ранее.

Для лучшего отмыва нефти от пород пласта в нагнетательные скважины также возможна закачка поверхностно-активных веществ (ПАВ) и(или) ПАВ с попутно добываемой водой. Добываемую жидкость из добывающих скважин транспортируют по специальной канавке в галереях 2 или по трубопроводу, проложенному галереях 2, в сборные емкости. Из сборной емкости жидкость откачивают с помощью насосов на поверхность для дальнейшей подготовки и транспортировки на нефтеперерабатывающий завод.

Месторождение может отрабатываться одновременно или последовательно отдельными участками.

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

Формула изобретения

1. Термошахтный способ разработки залежи высоковязкой нефти, включающий бурение нагнетательных скважин с поверхности и добывающих скважин из горной выработки, закачку теплоносителя и отбор нефти, отличающийся тем, что участок залежи разбивают по площади на условные элементы с высотой, соответствующей толщине нефтяного пласта, в центральную часть площади каждого условного элемента бурят нагнетательную скважину, по геолого-геофизическим данным по каждой нагнетательной скважине выделяют в нижней части пласта в каждом условном элементе наиболее проницаемый пропласток, каждый наиболее проницаемый пропласток в каждом условном элементе вскрывают добывающей скважиной, при этом предварительно намечают траекторию бурения добывающих скважин с учетом расположения по толщине пласта наиболее проницаемых пропластков в каждом условном элементе и одной добывающей скважиной вскрывают наиболее проницаемый пропласток нескольких условных элементов, если наиболее проницаемый пропласток в смежных элементах расположен на одном уровне или выше, чем в ранее пройденных элементах, при этом забой добывающей скважины размещают на внешней границе условного элемента, определяют наличие гидравлической связи между нагнетательной и добывающей скважинами в каждом условном элементе, при отсутствии гидравлической связи между нагнетательной и добывающей скважинами в каждом условном элементе проводят геолого-технические мероприятия для образования такой связи, закачку теплоносителя осуществляют во все нагнетательные скважины, при этом каждую нагнетательную скважину обсаживают на глубину от устья до кровли пласта, осуществляют контроль за параметрами жидкости в каждой добывающей скважине, а при прорыве теплоносителя в добывающую скважину какого-либо условного элемента осуществляют мероприятия по увеличению расстояния между зоной нагнетания и зоной отбора и осуществляют их неоднократно при повторных прорывах теплоносителя в эту же добывающую скважину этого же условного элемента до подъема зоны нагнетания в нагнетательной скважине до кровли пласта, при этом закачку теплоносителя осуществляют до полной выработки запасов из данного условного элемента с последующим отключением нагнетательной скважины этого элемента.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве теплоносителя используют, например, пар.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что каждый условный элемент выполняют с шириной и длиной не более двух толщин нефтяного пласта на конкретном участке, например, в виде параллелепипеда.

4. Способ по п.1, отличающийся тем, что определяют наличие гидравлической связи между нагнетательной и добывающей скважинами в каждом условном элементе, например, по появлению жидкости на устье пробуренной добывающей скважины после пробной закачки воды в нагнетательную скважину данного условного элемента.

5. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве геолого-технического мероприятия для установления гидравлической связи между нагнетательной и добывающей скважинами в каждом условном элементе, например, проводят гидроразрыв пласта.

6. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве мероприятия по увеличению расстояния между зоной нагнетания и зоной отбора, например, осуществляют закачку изолирующего раствора в нагнетательную скважину.

7. Способ по п.6, отличающийся тем, что в качестве изолирующего раствора используют нетвердеющие растворы, например водный раствор глины, бентонита или гелеобразующий состав, например «ГАЛКА».

bankpatentov.ru

Термошахтный способ разработки высоковязкой нефти

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - высокий процент извлечения нефти (до 75%) за счет равномерного объемного распространения тепловых полей, начиная с нижней части продуктивного нефтяного пласта. Термошахтный способ разработки высоковязкой нефти включает подачу пара в нефтяной пласт через поверхностные нагнетательные скважины и распределение пара посредством двухустьевых добывающих скважин. Буровые галереи в нефтяном пласте прокладывают в нижней части продуктивного нефтяного пласта по панельной схеме. В центральной части разрабатываемого участка бурения добывающие скважины выполняют перпендикулярно друг другу с образованием плотной сетки, обсаженной теплоизолированными колоннами. Подачу пара осуществляют циклически, регулирование подачи пара выполняют в зависимости от приемистости нагнетательной скважины и давления на устьях добывающих скважин. Добычу нефти ведут после снижения давления пара и попеременно с разных сторон скважин. 4 ил.

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

Известен способ разработки месторождения путем прогрева отрабатываемой площади теплоносителем, включающий закачку теплоносителя в нагнетательные скважины, пробуренные с поверхности или горных выработок, и отбор нефти через добывающие горизонтальные и пологонаклонные скважины, пробуренные из горной выработки, пройденной в продуктивном нефтяном пласту или ниже его, отличающийся тем, что теплоноситель закачивают через скважины, пробуренные с поверхности в призабойную зону верхнего яруса пологовостающих скважин, пробуренных из горной выработки нефтяного пласта (RU 97103294, опубл 10.12.1998 г.).

Недостатком известного способа является слабый прогрев нижней части нефтяного пласта, снижение коэффициента от центра к периферии разрабатываемого участка и высокие теплопотери в кровле нефтяного пласта.

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

Недостатком известного способа является отсутствие распределения тепла по толщине пласта, добыча за счет гидродинамического давления, бурение добывающих скважин в пустых породах.

Известен способ разработки нефтяного пласта, обеспечивающий повышение эффективности разработки месторождения путем увеличения темпов прогрева залежи и отбора из нее нефти за счет регулирования режимов закачки пара и отбора нефти с учетом применения термодинамического состояния пласта. Способ отличается тем, что в период закачки пара в нагнетательные скважины, при снижении их приемистости, периодически отбирают жидкость из добывающих скважин до восстановления приемистости нагнетательных скважин. После требуемого повышения температуры пласта относительно текущей закачку пара прекращают и начинают непрерывный отбор нефти (RU 2012107192, Е21В 43/24, опубл. 10.09.2013).

Недостатком известного способа является цикличность закачки-добычи, менее выраженное парораспределение в разрабатываемом нефтяном пласту.

Известен комбинированный способ термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти, включающий закачку теплоносителя через вертикальные нагнетательные скважины, пробуренные с поверхности вблизи границы участка разрабатываемого месторождения, прогрев пласта через пробуренные из галереи, расположенной в продуктивном нефтяном пласту или ниже него, парораспределительные скважины, находящиеся в зоне влияния нагнетательных скважин или пересекающие их, и отбор жидкости через добывающие скважины, пробуренные из галереи к границе участка, отличающийся тем, что дополнительно бурят из галереи восходящие нагнетательные и добывающие скважины в различных вертикальных плоскостях в надгалерейной зоне, ограниченной вертикальными нагнетательными скважинами, кровлей пласта и соответственно верхними парораспределительными скважинами или верхними добывающими скважинами, направленными к границе участка, бурят с поверхности в галерею пароподающую скважину и соединяют ее с подземными нагнетательными скважинами, дополнительно осуществляют закачку в них теплоносителя через пароподающую скважину, а отбор жидкости ведут одновременно из всех добывающих скважин (RU 2425211, опубл. 13.01.2010).

Недостатком известного способа является слабое взаимодействие между парами добывающих и парораспределительных скважин, меньшая площадь разрабатываемого участка.

Наиболее близким способом к заявленному является подземно-поверхностный способ разработки месторождения высоковязкой нефти, включающий закачку теплоносителя в нефтяной пласт через поверхностные нагнетательные скважины, распределение пара посредством парораспределительных скважин, отбор пластовой жидкости через пологовосходящие добывающие скважины (RU 2199657, опубл. 27.02.2003).

Недостатком известного способа является слабый прогрев нижней части пласта, перевод дополнительных добывающих скважин, расположенных в нижней части продуктивного пласта, в парораспределительные без добычи флюидов, состоящих из нефти и сконденсированного пара.

Технический результат заключается в создании термошахтного способа разработки высоковязкой нефти с высоким процентом извлечения за счет равномерного объемного распространения тепловых полей, начиная с нижней части продуктивного нефтяного пласта.

Технический результат достигается за счет того, что при осуществлении термошахтного способа разработки высоковязкой нефти, включающего подачу пара в нефтяной пласт через поверхностные нагнетательные скважины и распределение пара посредством двухустьевых добывающих скважин, согласно формуле изобретения буровые галереи в нефтяном пласту прокладывают в нижней части продуктивного нефтяного пласта по панельной схеме, в центральной части разрабатываемого участка бурения добывающие скважины выполняют перпендикулярно друг другу с образованием плотной сетки, обсаженной теплоизолированными колоннами.

Подачу пара осуществляют циклически, регулирование подачи пара выполняют в зависимости от приемистости нагнетательной скважины и давления на устьях добывающих скважин. При этом добычу нефти ведут после снижения давления пара и попеременно с разных сторон скважин.

Прокладывание буровых галерей в нефтяном пласту в нижней части продуктивного нефтяного пласта по панельной схеме позволяет выполнить бурение двухустьевых скважин для равнозначного охвата разрабатываемого участка.

В центральной части разрабатываемого участка бурения добывающие скважины выполняют перпендикулярно друг другу с образованием плотной сетки, что позволяет получить наибольшую дренирующую поверхность при едином источнике тепла на участок разработки, то есть обеспечить высокую степень влияния теплоносителя на поверхность нагрева и равномерность объемного прогрева нефтяного пласта.

Теплоизолированные колонны предназначены для предотвращения прорывов пара при заполнении паром добывающих скважин.

Необходимо подачу пара осуществлять циклически, регулирование подачи пара проводить в зависимости от приемистости нагнетательной скважины и давления на устьях добычных скважин, что обеспечивает оптимальный режим работы, так как такой режим уменьшит выделение тепла в выработки и повысит кпд теплоносителя.

Предварительно в нагнетательную скважину устанавливают датчики расхода (расходомеры) и давления, а на добывающую - датчики температуры и давления. Регулирование осуществляют исходя из показаний датчиков давления на нагнетательной и добывающих скважинах.

Добычу нефти попеременно с разных сторон скважин осуществляют с целью достижения равномерности добычи и недопущения снижения приемистости скважин, т.к. скважина как правило наклонена в разные стороны.

Основное преимущество данной системы заключается в осуществлении эффективного подвода и распределения тепловой энергии внутри нефтяного пласта, способствующих более равномерному распространению тепловых полей с отработкой нижней части продуктивного пласта. Добыча нефти осуществляется за счет вертикальной фильтрации равномерно распределенным тепловым полем, что обеспечивает высокий процент извлечения нефти до 75%.

Изобретение проиллюстрировано следующими чертежами.

На фиг. 1 представлен добычной комплекс, предназначенный для реализации заявляемого способа.

На фиг. 2 показана схема выработки буровых галерей (вид сверху), на фиг.3 - схема выработки буровых галерей (в разрезе), на фиг. 4 представлена схема отработки нескольких участков выработок,

где1 - воздухоподающие и вентиляционные стволы;

2 - сеть капитальных горных выработок;

3 - сеть промежуточных выработок;

4 - наклонные горные выработки;

5 - буровые галереи;

6 - нефтяной пласт;

7 - пологовосстающие добывающие скважины;

8 - периферийные пологовосстающие скважины;

9 - теплоизолированные колонны;

10 - нагнетательные скважины;

11 - котельная или парогенератор;

12 - вентиляционные двери.

Добычной комплекс для осуществления заявляемого способа строят следующим образом.

Вначале над нефтяным пластом 6 с поверхности строят вертикальные воздухоподающий и вентиляционный стволы 1. Далее выполняют сеть капитальных горных выработок 2, промежуточных выработок 3 к наклонным горным выработкам 4. 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 нижней части продуктивного нефтяного пласта 6 выполняют буровые галереи 5 по панельной схеме, т.е. из буровой галереи 5 по плотной сетке бурят пологовосстающие добывающие двухустьевые скважины 7 и периферийные пологовосстающие скважины 8, при этом добывающие двухустьевые скважины 7 выполняют перпендикулярно друг другу с образованием плотной сетки.

Скважины 7 обсаживают теплоизолированными колоннами 9 для предотвращения прорывов пара. Пар подается по нагнетательным скважинам 10 вырабатываемой котельной или парогенератором 11 (фиг. 2).

Для вентиляции применяются перегородки с вентиляторами местного проветривания (не показаны) либо вентиляционные двери 12.

Можно объединять несколько участков в зависимости от месторождения для разработки смежных участков с целью повышения показателей систем разработки (фиг. 4).

Термошахтный способ разработки высоковязкой нефти осуществляется следующим образом.

Пологовосстающие добывающие скважины 7 ведут добычу нефти постоянно до начала прорыва пара в горные выработки 2 при дренаже нефти после прогрева нефтяного пласта 6 паром нагнетательной скважиной 10. При этом сигналом для осуществления добычи служит сигнал от расходомера нагнетательной скважины 10 и от датчика давления добывающей двухустьевой скважины 7 о снижении приемистости нагнетательной скважины 10, что свидетельствует о заполнении добывающих двухустьевых скважин 7 и возможности безопасной добычи нефти.

Подачу пара осуществляют циклически для обеспечения возможности ведения добычи нефти добывающими скважинами 7. При этом регулирование подачи пара выполняют в зависимости от приемистости нагнетательной скважины 10 и величины давления на устьях добывающих скважин 7. После снижения приемистости скважины 10 осуществляют перекрытие скважины 10 запорной арматурой (не показана). После чего происходит снижение давления и температуры на устьях скважин 7 до заданных величин, что фиксируется соответствующими датчиками.

Добычу нефти ведут попеременно с разных сторон скважин 7 исходя из показаний датчиков.

Таким образом, предлагаемый термошахтный способ разработки высоковязкой нефти позволяет осуществлять эффективный подвод и распределение тепловой энергии внутри нефтяного пласта и повысить процент извлечения нефти до 75%.

Формула изобретения

Термошахтный способ разработки высоковязкой нефти, включающий подачу пара в нефтяной пласт через поверхностные нагнетательные скважины и распределение пара посредством двухустьевых добывающих скважин, отличающийся тем, что буровые галереи в нефтяном пласту прокладывают в нижней части продуктивного нефтяного пласта по панельной схеме, в центральной части разрабатываемого участка бурения добывающие скважины выполняют перпендикулярно друг другу с образованием плотной сетки, обсаженной теплоизолированными колоннами, подачу пара осуществляют циклически, регулирование подачи пара выполняют в зависимости от приемистости нагнетательной скважины и давления на устьях добывающих скважин, при этом добычу нефти ведут после снижения давления пара и попеременно с разных сторон скважин.

bankpatentov.ru

комбинированный способ термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти - патент РФ 2425211

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к термошахтным способам разработки месторождений высоковязких нефтей и природных битумов. Техническим результатом является увеличение охвата тепловым воздействием всего объема пласта и активизация его прогрева, повышение коэффициента нефтеизвлечения и, как результат, сокращение срока вывода разрабатываемого участка на проектный уровень добычи нефти и срока разработки всего месторождения. Способ включает закачку теплоносителя через вертикальные нагнетательные скважины, пробуренные с поверхности вблизи границы участка разрабатываемого месторождения, прогрев пласта через пробуренные из галереи, расположенной в продуктивном нефтяном пласте или ниже него, парораспределительные скважины, находящиеся в зоне влияния нагнетательных скважин или пересекающие их, и отбор жидкости через добывающие скважины, пробуренные из галереи к границе участка. Дополнительно бурят из галереи восходящие нагнетательные и добывающие скважины в различных вертикальных плоскостях в надгалерейной зоне, ограниченной вертикальными нагнетательными скважинами, кровлей пласта и, соответственно, верхними парораспределительными скважинами или верхними добывающими скважинами, направленными к границе участка. Бурят с поверхности в галерею пароподающую скважину и соединяют ее с подземными нагнетательными скважинами. Дополнительно осуществляют закачку в них теплоносителя через пароподающую скважину, а отбор жидкости ведут одновременно из всех добывающих скважин. 2 з.п. ф-лы, 4 ил.

Рисунки к патенту РФ 2425211

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

Известен способ термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти, (см. патент РФ № 2114289, E21B 43/24 от 12.03.97), включающий отбор нефти через пологовосстающие добывающие скважины, пробуренные из горной выработки, пройденной в продуктивном нефтяном пласте или ниже него, закачку теплоносителя, например пара, в нагнетательные скважины, пробуренные с поверхности с последующим распределением пара по пласту через пологовосстающие парораспределительные скважины, забои которых ориентированы в кровлю нефтяного пласта и пересекают нагнетательные скважины или проходят в зоне их влияния, при этом они пробурены из горной выработки параллельно добывающим скважинам в промежутке между ними.

Недостатком данного способа является длительное время установления гидродинамической связи между парораспределительными и добывающими скважинами. Это объясняется высокой вязкостью пластовой нефти, малым объемом свободного порового пространства, по которому может распространяться теплоноситель, что весьма существенно при достаточно больших расстояниях между парораспределительными и добывающими скважинами.

Наиболее близким по технической сущности, принятым за прототип, является способ термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти (см. патент РФ № 2199657, E21B 43/24 от 17.04.2001 г.), включающий закачку теплоносителя через вертикальные нагнетательные скважины, пробуренные с поверхности вблизи границы участка разрабатываемого месторождения, прогрев пласта через пробуренные из галереи, расположенной в продуктивном нефтяном пласте или ниже него, восходящие парораспределительные скважины, находящиеся в зоне влияния нагнетательных скважин или пересекающие их, и отбор жидкости через восходящие добывающие скважины, пробуренные из галереи к границе участка параллельно парораспределительным скважинам. Способ предусматривает бурение дополнительной добывающей скважины, пробуренной ниже забоя поверхностных нагнетательных скважин, которую после прорыва в нее пара переводят в разряд парораспределительных скважин. Способ обеспечивает благоприятные условия для создания раздренированной зоны и создания большей поверхности взаимодействия теплоносителя и нефтяного пласта, охваченного пробуренными скважинами (Патент РФ № 2114289 от 12.03.1997 г. МПК: E21B 43/34).

Однако данный способ не предусматривает охват активным тепловым воздействием надгалерейной зоны пласта, ограниченной по площади участка вертикальными нагнетательными скважинами, а по высоте - кровлей пласта и верхними парораспределительными скважинами или, соответственно, верхними добывающими скважинами, а также возможность активизации прогрева остальной части пласта, в результате чего существенно увеличивается время прогрева всего пласта, снижается отбор нефти и, как результат, увеличиваются сроки вывода разрабатываемого участка на проектный уровень добычи нефти и сроки разработки всего месторождения.

Задачей изобретения является увеличение охвата тепловым воздействием всего объема пласта и активизация его прогрева, повышение коэффициента нефтеизвлечения и, как результат, сокращение срока вывода разрабатываемого участка на проектный уровень добычи нефти и срока разработки всего месторождения.

Поставленная задача достигается тем, что в заявляемом комбинированном способе термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти осуществляют закачку теплоносителя, например пара, через вертикальные нагнетательные скважины, пробуренные с поверхности вблизи границы участка разрабатываемого месторождения, прогрев пласта через пробуренные из галереи, расположенной в продуктивном нефтяном пласте или ниже него парораспределительные скважины, находящиеся в зоне влияния нагнетательных скважин или пересекающие их, и отбор жидкости через добывающие скважины, пробуренные из галереи к границе участка.

Существенными отличительными признаками заявленного изобретения являются:

- дополнительно бурят из галереи восходящие нагнетательные и добывающие скважины в различных вертикальных плоскостях в надгалерейной зоне, ограниченной вертикальными нагнетательными скважинами, кровлей пласта и, соответственно, верхними парораспределительными скважинами или верхними добывающими скважинами, направленными к границе участка;

- бурят с поверхности в галерею пароподающую скважину;

- соединяют пароподающую скважину с дополнительными нагнетательными скважинами и осуществляют в них закачку теплоносителя;

- ведут отбор жидкости одновременно из всех добывающих скважин;

- дополнительно соединяют пароподающую скважину в начальный период разработки с устьями парораспределительных скважин и осуществляют в них закачку теплоносителя;

- дополнительно соединяют пароподающую скважину в начальный период разработки с устьями добывающих скважин, не прореагировавших на закачку теплоносителя в пласт, и осуществляют в них циклическую закачку теплоносителя, при этом циклы закачки теплоносителя продолжают до вовлечения в работу по отбору жидкости всех добывающих скважин.

Указанная совокупность существенных признаков обеспечивает условия для увеличения охвата тепловым воздействием всего объема разрабатываемого участка пласта как по его длине, так и по толщине пласта путем создания разветвленной системы нагнетания и распространения теплоносителя, например пара, по пласту и отбора нефти, при этом осуществляется комбинированное воздействие на пласт в зависимости от месторасположения и взаимодействия скважин. Так, тепловой прогрев зон участка, расположенных между галереей и границами участка по ширине, осуществляют в начальный период разработки одновременно с двух сторон, а именно с помощью вертикальных нагнетательных скважин, в которую закачивают теплоноситель, например пар, при этом пар первоначально прогревает прилегающую к данным скважинам область пласта, с последующим прогревом пласта через сеть парораспределительных скважин при его прорыве за исключением парораспределительных скважин, пересекающих вертикальные нагнетательные скважины, где прогрев пласта через скважины осуществляется вместе с прогревом пласта через вертикальные нагнетательные скважины, а также со стороны устьев парораспределительных скважин за счет закачки пара от пароподающей скважины. Прогрев надгалерейной зоны пласта осуществляют с помощью пароподающей скважины, напрямую связанной через паропроводы с подземными нагнетательными скважинными, пробуренными из галереи, причем у всех подземных скважин обсажены и зацементированы приустьевые зоны, что предотвращает прямой прорыв пара непосредственно в галерею. Таким образом, взаимосвязь поверхностных нагнетательных и пароподающей скважины с подземными парораспределительными и нагнетательными скважинами, а также возможность подачи теплоносителя в начальный период разработки участка от пароподающей скважины в добывающие скважины обеспечивает благоприятные условия для установления гидродинамической связи между скважинами, активизации разогрева всего объема пласта, а также регулирования его теплового режима, что обеспечивает существенное повышение коэффициента нефтеизвлечения и, как результат, сокращение срока вывода разрабатываемого участка на проектный уровень добычи нефти и сокращение срока разработки месторождения.

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 изобретательный уровень. Изобретение промышленно применимо, т.к. имеющееся оборудование и технология, разработанная нами, позволяют реализовать способ в полном объеме.

На фиг.1 изображена схема участка разрабатываемого месторождения с одной галереей в плане; на фиг.2 - схема того же участка с галереей и скважинами, разрез А-А 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 А-А фиг.3

Нефтеносный пласт 1 участка разрабатываемого месторождения вскрывают наклонными горными выработками из действующих подземных выработок (на схеме не показаны). У подошвы нефтеносного пласта или ниже пласта вблизи водонефтяного контакта (ВНК) сооружают буровую галерею 2 и соединяют ее, например, напрямую или через этажные горные выработки с вертикальными шахтными стволами: подъемным 3 и вентиляционным 4. Вблизи границы 5 участка бурят с поверхности в нефтяной пласт 1 ряд вертикальных нагнетательных скважин 6. Глубина бурения скважин зависит от условия предотвращения попадания воды в скважину. Из галереи 2 бурят восходящие с различными углами наклона добывающие скважины 7 до границы участка. Добывающие скважины 7 (фиг.2) располагают, например, параллельными рядами в два или более ярусов в зависимости от толщины нефтяного пласта 1 между нагнетательными скважинами 6. Забои добывающих скважин 7 верхнего яруса располагают под кровлей нефтяного пласта 1 на границе участка. Между добывающими скважинами 7 бурят ряды восходящих с различными углами наклона парораспределительных скважин 8, проводя их в зоне влияния вертикальных нагнетательных скважин 6 или пересекая их. Парораспределительная скважина 8, пересекающая призабойную зону вертикальной нагнетательной скважины 6, образует с ней единую систему нагнетания теплоносителя. Парораспределительные скважины 8 также располагают, например, параллельно рядам добывающих скважин в два или более ярусов в зависимости от толщины нефтяного пласта 1, при этом забой верхней парораспределительной скважины 8 целесообразно расположить под кровлей нефтяного пласта 1 на границе участка.

Дополнительно, также последовательными рядами из галереи 2 бурят ярусы восходящих с различными углами наклона добывающих скважин 9 и нагнетательных скважин 10 в различных вертикальных плоскостях, равномерно располагая их в надгалерейной зоне. Надгалерейная зона пласта ограничена по ширине участка вертикальными нагнетательными скважинами 6, а по высоте - кровлей пласта 1 и верхними добывающими скважинами 7 или парораспределительными скважинами 8. Траектории бурения всех скважин участка предварительно определены в технологической схеме разбуривания. Все подземные добывающие, нагнетательные и парораспределительные скважины могут быть пробурены как по относительно прямой траектории, так и по изогнутой траектории.

Вертикальные нагнетательные скважины 6 бурят с поверхности практически одновременно с бурением подземных добывающих скважин 7. При этом добывающие скважины 7, 9 располагают в одной вертикальной плоскости, образуя фронт отбора жидкости, а нагнетательные скважины 6, 10 расположены в другой вертикальной плоскости, образуя фронт нагнетания теплоносителя.

Первоначально в каждом ярусе всех подземных скважин бурят по одной скважине. Возможен вариант бурения двух и более подземных скважин в каждом ярусе.

Вертикальные нагнетательные скважины 6 обустраивают для закачки теплоносителя и воды. Возможен вариант подачи воды и в пароподающую скважину 11. Все подземные скважины: добывающие 7, 9, нагнетательные 10 и парораспределительные 8 обсаживают на глубину 50-100 м, цементируют и оборудуют запорной арматурой. Обсадку парораспределительных и нагнетательных скважин осуществляют для создания естественного гидравлического затвора из сконденсировавшего пара и пластовой жидкости в скважинах, который будет препятствовать прорыву пара в галереи. Обсадка добывающих скважин позволит отодвинуть момент подхода теплового фронта к галерее на конец периода разработки участка.

После проходки всей галереи дополнительно бурят в галерею с поверхности пароподающую скважину 11 и соединяют ее с нагнетательными скважинами 10. При необходимости в начальный период разработки участка осуществляют соединение пароподающей скважины 11 с подземными парораспределительными 8 и добывающими скважинами 7, 9.

В нижней точке галереи 2 сооружают емкость 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 подошве галереи сооружают канавку или прокладывают трубу (на схеме не показаны).

Возможен вариант осуществления способа, когда у подошвы нефтеноснго пласта 1 или ниже пласта вблизи ВНК сооружают две буровые галереи 2 на расстоянии друг от друга, образованные проходкой соответственно откаточного и вентиляционного штреков и соединяют их, например, напрямую или через этажные горные выработки с вертикальными шахтными стволами: подъемным 3 и вентиляционным 4. Буровые галереи могут образовывать в плане различную форму, например в виде прямоугольника, квадрата, круга и т.д. Разбуривание участка скважинами осуществляют из боков каждой галереи аналогично вышеописанному способу. Разница заключается только в том, что дополнительные восходящие с различными углами наклона добывающие скважины 9 и нагнетательные скважины 10, расположенные в надгалерейной зоне, бурят из внутренних боков каждой галереи 2 навстречу друг другу, также равномерно располагая их в различных вертикальных плоскостях, а пароподающую скважину бурят в каждую галерею.

Возможен вариант обустройства в обоих боках каждой галереи, по мере их проходки, специальных ниш, из которых бурят вышеуказанные добывающие и нагнетательные скважины.

Рассмотрим вариант разбуривания участка с помощью ниш (фиг.3, 4).

В этом случае буровое оборудование размещают в нишах 12. Размер ниши определяют из условия предотвращения помех для перемещения грузов по галереям при их проходке. После образования первых ниш в них устанавливают буровые станки и параллельно с работами по проходке галерей осуществляют бурение подземных скважин. Из первой пары ниш обеих галерей бурят не менее двух ярусов, восходящих с различными углами наклона добывающих скважин 7, направленных в сторону границ 5 участка, равномерно распределяя их по толщине пласта, при этом забои добывающих скважин 7 верхнего яруса располагают под кровлей нефтяного пласта 1 на границе 5 участка. Дополнительно из ниш 12, расположенных во внутренних боках галерей, бурят навстречу друг другу не менее двух ярусов, восходящих с различными углами наклона подземных добывающих скважин 9, располагая их равномерно в надгалерейной зоне пласта. Надгалерейная зона пласта также ограничена по ширине участка вертикальными нагнетательными скважинами 6, пробуренными с поверхности земли вблизи границы 5 разрабатываемого участка и ограничена по высоте кровлей пласта и верхними добывающими скважинами 7. Траектории бурения всех скважин участка предварительно определены в технологической схеме разбуривания. Все подземные добывающие, нагнетательные и парораспределительные скважины могут быть пробурены как по относительно прямой траектории, так и по изогнутой траектории.

Вертикальные нагнетательные скважины 6 бурят с поверхности практически одновременно с бурением подземных добывающих скважин 7. Глубина бурения вертикальных скважин зависит от условия предотвращения попадания воды в скважину. Из следующей пары ниш 12 в направлении предварительно пробуренных вертикальных нагнетательных скважин 6 бурят не менее двух восстающих с различными углами наклона парораспределительных скважин 8, равномерно распределяя их по толщине пласта и проводя их в зоне влияния вертикальных нагнетательных скважин 6 или пересекая их, при этом забой верхней парораспределительной скважины 8 целесообразно расположить под кровлей нефтяного пласта на границе 5 участка. Из этой же пары ниш дополнительно между нишами бурят навстречу друг другу не менее двух ярусов восходящих нагнетательных скважин 10, также располагая их равномерно в надгалерейной зоне пласта, образованной вертикальными нагнетательными скважинами 6 и ограниченной по высоте для данной пары ниш верхними парораспределительными скважинами 8 и кровлей пласта. Таким образом, линии нагнетания теплоносителя и линии отбора добываемой жидкости располагают в разных вертикальных плоскостях, разнесенных на расстояние между соседними парами ниш 12 и последовательно чередуют их по длине галерей.

Первоначально в каждом ярусе всех подземных скважин бурят по одной скважине из всех последовательно обустроенных ниш по мере проходки галерей. Возможен вариант бурения двух и более подземных скважин в каждом ярусе. После проходки галерей 2, образования ниш 12 и бурения подземных добывающих скважин 7 и 9, парораспределительных скважин 8 и нагнетательных скважин 6,10 в каждую галерею бурят пароподающую скважину 11 и соединяют их с подземными нагнетательными скважинами 10. При необходимости, в начальный период разработки участка осуществляют соединение пароподающих скважин 11 с подземными парораспределительными 8 и добывающими скважинами 7, 9.

Вертикальные нагнетательные скважины 6 обустраивают для закачки теплоносителя и воды. Возможен вариант подачи воды и в пароподающую скважину 11. Приустьевые интервалы всех подземных скважин, пробуренных из галерей, крепят обсадными колоннами длиной 50-100 м, цементируют затрубное пространство и оборудуют запорной арматурой. Обсадку парораспределительных и нагнетательных скважин осуществляют для создания естественного гидравлического затвора из сконденсировавшего пара и пластовой жидкости в скважинах, который будет препятствовать прорыву пара в галереи. Обсадка добывающих скважин позволит отодвинуть момент подхода теплового фронта к галерее на конец периода разработки участка.

В нижних точках галерей 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).

Способ осуществляют следующим образом.

Стадия 1. Теплоноситель, например пар, одновременно подают в вертикальные нагнетательные скважины 6 и через пароподающую скважину 11 в нагнетательные скважины 10. Через нагнетательные скважины 10 осуществляют прогрев надгалерейной зоны пласта. На этой же стадии пароподающую скважину 11 соединяют с устьями парораспределительных скважин 8. Пар, закачанный в вертикальные нагнетательные скважины 6, первоначально прогревает окружающий их пласт до прорыва пара в парораспределительные скважины 8 за исключением парораспределительных скважин, пересекающих нагнетательные скважины 6. В парораспределительных скважинах, к забоям которых прорвался пар от вертикальных нагнетательных скважин 6, поток пара движется навстречу потоку пара от устьев парораспределительных скважин, подключенных к пароподающей скважине 11, активно прогревая околоствольное пространство этих скважин по всей длине. Нагнетаемый в пласт через скважины 6, 8 и 10 пар распространяется в первую очередь по высокопроницаемым зонам, где происходит теплообмен между паром и пластом. При этом пар конденсируется и под действием градиента давления конденсат, смешиваясь с разогретой подвижной нефтью, движется в направлении добывающих скважин.

Стадия 2. Устья всех добывающих скважин открыты для отбора поступающей из пласта жидкости. Добывающие скважины, не прореагировавшие на закачку пара, то есть скважины, из которых не появился приток жидкости, подключают к пароподающей скважине 11 и осуществляют прогрев околоствольного пространства данных скважин в течение заданного рабочего цикла, например 30 дней. Цикл периодической эксплуатации добывающих скважин устанавливают в зависимости от промысловых условий. Затем вновь открывают устья добывающих скважин, подключенных к пароподающим скважинам. Из добывающих скважин, прореагировавших на закачку пара, осуществляют отбор жидкости, а в остальные добывающие скважины продолжают закачку пара. Циклы закачки пара в добывающие скважины продолжают до вовлечения в работу по отбору жидкости всех добывающих скважин. Это говорит об образовании раздренированной зоны пласта в приустьевых зонах добывающих скважин. На этой стадии разработки участка устанавливается гидродинамическая связь между скважинами: парораспределительными 8 и добывающими 7, нагнетательными 10 и добывающими 9, а также происходит постоянный рост дебита нефти по добывающим скважинам 7, 9. В случае прорыва пара в добывающие скважины 7, 9 по высокопроницаемым зонам эти скважины переводят на периодическую эксплуатацию в течение заданного рабочего цикла, например 30 дней, при этом темп закачки пара во все нагнетательные скважины 6 и 10 снижают до ликвидации паропроявлений в скважинах 7, 9. Циклы периодической эксплуатации добывающих скважин могут изменяться в зависимости от промысловых условий.

На этой стадии также прекращают подачу пара от пароподающей скважины 11 к парораспределительным скважинам 8. Продолжают закачку пара только в вертикальные нагнетательные скважины 6 и подземные нагнетательные скважины 10 через пароподающую скважину 11. Парораспределительные скважины 8 открывают только для спуска накопившейся в них жидкости. Для более равномерного распределения тепла по объему пласта периодически закачивают в скважины 6 и (или) 11 попутно добываемую воду, которая отбирает тепло у высокопроницаемых хорошо раздренированных и разогретых зон и переносит его в другие части пласта 1. К концу этой стадии нефтяной пласт 1 достаточно хорошо и равномерно разогрет.

Стадия 3. На этой стадии пар закачивают только в нагнетательные скважины 6 и 10, которые связаны с наименее разработанными участками нефтяного пласта. Все добывающие 7, 9 и парораспределительные 8 скважины, не связанные с нагнетательными скважинами 6, 10, в которые ведется закачка пара, открыты. Их переводят по мере прорыва пара на периодическую эксплуатацию. Для лучшей отмывки нефти от пород пласта закачивают в скважины 6 и (или) 11 поверхностно-активные вещества (ПАВ) и попутно добываемую воду.

Пример. Заявленный способ может быть реализован на Ярегском месторождении высоковязкой нефти, содержащем нефть вязкостью до 12 Па*с. Продуктивный пласт средней толщиной 26 м залегает на глубине 200 м. Рассмотрим вариант разбуривания участка с проходкой двух галерей и обустройством ниш (фиг.3, 4). У подошвы нефтеносного пласта 1 участка разрабатываемого месторождения площадью 36 га сооружают, например, прямолинейные буровые галереи 2 длиной 600 м, сечением 10 м2 с расстоянием между галереями 25 м. Ниши обустраивают в обоих боках галерей 2 по мере их проходки для установки бурового оборудования. Размер ниши определяют из условия предотвращения помех для перемещения грузов по галереям при их проходке. При использовании бурового станка ПБС-2Т глубина ниши составляет 4 м, сечение - 10 м 2. После образования первых ниш 12 в них устанавливают буровые станки и параллельно с работами по проходке галерей 2 осуществляют бурение подземных скважин. Это позволяет сократить время подготовительных работ на блоке примерно на 1 год. Одновременно с этим вблизи границы 5 подготавливаемого участка с поверхности земли бурят вертикальные нагнетательные скважины 6. Забои скважин 6 располагают выше подошвы нефтяного пласта, например на 1/4 его толщины. Из ниш 12 к каждой скважине 6 бурят не менее двух восходящих с различными углами наклона парораспределительных скважин 8, равномерно распределяя их по пласту и проводя их в зоне влияния скважин 6 или пересекая их, при этом забой верхней парораспределительной скважины 8 располагают под кровлей нефтяного пласта на границе участка. На прилагаемых схемах изображен вариант бурения двух ярусов парораспределительных скважин 8. Длина парораспределительных скважин 8 - до 800 м. Скважины 8 располагают в виде веера, лежащего в вертикальной плоскости, находящейся в зоне влияния или проходящей через скважину 6. Из ниш 12 также бурят ярусы восходящих с различными углами наклона добывающих скважин 7, направленных к границе участка, равномерно распределяя их по толщине пласта, при этом длина добывающих скважин 7 также примерно составляет 800 м, а зенитные углы при бурении добывающих скважин 7 соответствуют зенитным углам парораспределительных скважин 8. На прилагаемых схемах изображен вариант бурения трех ярусов добывающих скважин 7. Из первой пары ниш 12 по мере проходки галерей дополнительно бурят навстречу друг другу восходящие с различными углами наклона подземные добывающие скважины 9, располагая их равномерными ярусами в надгалерейной зоне пласта, ограниченной по площади участка вертикальными нагнетательными скважинами 6, а по высоте верхними добывающими скважинами 7 и кровлей пласта. Из следующей пары ниш по мере проходки галерей дополнительно бурят навстречу друг другу восходящие с различными углами наклона нагнетательные скважины 10, также располагая их равномерными ярусами в надгалерейной зоне пласта, ограниченной по площади участка вертикальными нагнетательными скважинами 6, а по высоте верхними парораспределительными скважинами 8 и кровлей пласта. Таким образом, линии нагнетания теплоносителя, например пара, и линии отбора добываемой жидкости располагают в разных вертикальных плоскостях, разнесенных на расстояние между соседними парами ниш 12, и последовательно чередуют их по длине галерей. Максимальный угол наклона добывающей скважины 9 и нагнетательной скважины 10 к горизонту в верхнем ярусе определяют возможностью бурового станка и толщиной пласта. Для бурового станка ПБС-2Т угол наклона составляет 20°. На прилагаемых схемах изображен вариант бурения трех ярусов добывающих скважин 9 и нагнетательных скважин 10. Верхние скважины 9 и 10 вскрывают подкровельную часть пласта 1 и при толщине пласта 26 м их длина будет составлять 76 м. Длину и угол последующих скважин выбирают из условия обеспечения равномерного охвата пласта по толщине и площади прогревом и дренированием. После проходки галерей 2, образования ниш 12 и бурения подземных добывающих скважин 7 и 9, парораспределительных скважин 8 и нагнетательных скважин 6, 10 в каждую галерею бурят пароподающую скважину 11 и соединяют их с подземными нагнетательными скважинами 10. Приустьевые интервалы всех скважин, пробуренных из галерей, крепят обсадными колоннами длиной 50-100 м, цементируют затрубное пространство и оборудуют запорной арматурой. Вертикальные нагнетательные скважины 6 обустраивают для закачки теплоносителя и воды. Возможен вариант подачи воды и в пароподающую скважину 11.

После окончания обустройства участка через скважины 6 и 11 в пласт от котельной или парогенераторов подают теплоноситель, например пар, и ведут разработку участка по вышеуказанной технологии. Добываемую жидкость из подземных скважин 7, 9 транспортируют по специальной канавке в галереях 2 или по трубопроводу, проложенному галереях 2, в сборные емкости. Из сборной емкости жидкость откачивают с помощью насосов на поверхность для дальнейшей подготовки и транспортировки на нефтеперерабатывающий завод.

Все месторождение отрабатывается одновременно или последовательно отдельными участками.

Изобретение по сравнению с прототипом благодаря взаимосвязи поверхностных нагнетательных и пароподающих скважин с подземными скважинами обеспечивает благоприятные условия для активизации разогрева всего объема пласта, более быстрого установления гидродинамической связи между скважинами, а также регулирования теплового режима пласта, что обеспечивает существенное повышение коэффициента нефтеизвлечения и, как результат, сокращение срока вывода разрабатываемого участка на проектный уровень добычи нефти и сокращение срока разработки всего месторождения.

ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ

1. Комбинированный способ термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти, включающий закачку теплоносителя через вертикальные нагнетательные скважины, пробуренные с поверхности вблизи границы участка разрабатываемого месторождения, прогрев пласта через пробуренные из галереи, расположенной в продуктивном нефтяном пласте или ниже него, парораспределительные скважины, находящиеся в зоне влияния нагнетательных скважин или пересекающие их, и отбор жидкости через добывающие скважины, пробуренные из галереи к границе участка, отличающийся тем, что дополнительно бурят из галереи восходящие нагнетательные и добывающие скважины в различных вертикальных плоскостях в надгалерейной зоне, ограниченной вертикальными нагнетательными скважинами, кровлей пласта и соответственно верхними парораспределительными скважинами или верхними добывающими скважинами, направленными к границе участка, бурят с поверхности в галерею пароподающую скважину и соединяют ее с подземными нагнетательными скважинами, дополнительно осуществляют закачку в них теплоносителя через пароподающую скважину, а отбор жидкости ведут одновременно из всех добывающих скважин.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что пароподающую скважину в начальный период разработки дополнительно соединяют с устьями парораспределительных скважин и осуществляют в них закачку теплоносителя.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что пароподающую скважину в начальный период разработки дополнительно соединяют с устьями добывающих скважин, не прореагировавших на закачку теплоносителя в пласт, и осуществляют в них циклическую закачку теплоносителя, при этом циклы закачки теплоносителя продолжают до вовлечения в работу по отбору жидкости всех добывающих скважин.

www.freepatent.ru