способ вторичной разработки месторождения высоковязкой нефти

Формула изобретения

Способ вторичной разработки месторождения высоковязкой нефти, включающий бурение скважин, забои которых располагают в районе подземных скважин, ранее пробуренных из подземной галереи при первичной разработке месторождения шахтным способом, закачку в эти скважины пара и отбор нефти, отличающийся тем, что скважины, в которые закачивают пар, бурят с поверхности, кроме того, с поверхности бурят скважину в центр разрабатываемого блока, а в подземную галерею - контрольную скважину, которую оборудуют термодатчиком для контроля температуры в галерее, затем осуществляют закачку пара в скважины с поверхности, которую ведут до начала резкого повышения температуры в галерее, после чего закачку пара прекращают и ведут отбор нефти из указанных скважин до тех пор, пока дебит скважин по нефти не достигнет минимально рентабельного уровня, в дальнейшем циклы закачки пара и отбора нефти повторяют, а при повышении температуры в подземной галерее до 90^oC осуществляют закачку воды через контрольную скважину, одновременно отбирая нефть через остальные скважины с поверхности до максимально допустимой обводненности.

Описание изобретения к патенту

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

Известен шахтный способ разработки месторождения высоковязкой нефти на естественном режиме истощения путем разбуривания продуктивного пласта густой сеткой скважин, пробуренных из подземных горных выработок (галерей) - уклонно-скважинная система разработки (см. НТО "Опыт разработки нефтяных месторождений шахтным способом", ВНИИОЭНГ, Москва, 1965, с. 24 - 26). Недостатком этого способа является низкий коэффициент извлечения нефти (3 - 4%) при больших затратах на проходку горных выработок и бурение подземных скважин.

Наиболее близким аналогом изобретения является способ вторичной разработки месторождения высовязкой нефти, включающий бурение скважин, забои которых располагают в районе подземных скважин, ранее пробуренных из подземной галереи и при первичной разработке месторождения шахтовым способом, закачку в эти скважины пара и отбор нефти (патент РФ 2046935, кл. E 21 B 43/24, 27.10.95).

Недостатком известного способа являются большие затраты на обустройство шахты, а также значительное выделение тепла в горные выработки, что ведет к нарушению санитарно-гигиенических норм в выработках с работающим персоналом.

Техническим результатом изобретения является обеспечение высокого охвата и нефтеотдачи пласта за счет вторичной разработки месторождения высоковязкой нефти паротепловым воздействием с максимальным использованием ранее пробуренных подземных скважин для прогрева пласта и отбора из него нефти.

Другим результатом изобретения является осуществление контроля за процессом теплового воздействия на пласт и предотвращение прорывов пара в ранее сооруженные горные выработки.

Необходимый технический результат достигается тем, что по способу вторичной разработки месторождения высоковязкой нефти, включающему бурение скважин, забои которых располагают в районе подземных скважин, ранее пробуренных на подземной галереи при первичной разработке месторождения шахтным способом, закачку в эти скважины пара и отбор нефти, согласно изобретению скважины, в которые закачивают пар, бурят с поверхности, кроме того, с поверхности бурят скважину в центр разрабатываемого блока, а в подземную галерею контрольную скважину, которую оборудуют термодатчиком для контроля температуры в галерее, затем осуществляют закачку пара в скважины с поверхности, которую ведут до начала резкого повышения температуры в галерее, после чего закачку пара прекращают и ведут отбор нефти из указанных скважин до тех пор, пока дебит скважин по нефти не достигнет минимально рентабельного уровня, в дальнейшем циклы закачки пара и отбора нефти повторяют, а при повышении температуры в подземной галерее до 90^oC осуществляют закачку воды через контрольную скважину, одновременно отбирая нефть через остальные скважины с поверхности по максимально допустимой обводненности.

На фиг. 1 - изображен участок месторождения в плане при первичной разработке шахтным способом на естественном режиме, на фиг. 2 - изображен тот же участок в разрезе I - I, на фиг. 3 - тот же участок в плане в период закачки пара, на фиг. 4 - тот же участок в разрезе II - II, на фиг. 5 - тот же участок в плане в период отбора нефти, на фиг. 6 - тот же участок в разрезе III - III. На фиг. 1 и 2 дана схема первичной разработки шахтным способом отдельных участков (блоков) 1 продуктивного пласта 2 месторождения высоковязкой нефти на естественном режиме истощения подземными пологонисходящими скважинами 3. Из подземной галереи 4, расположенной в верхней части продуктивного пласта 2, были пробурены несколько ярусов пологонисходящих скважин 3 длиной до 250 м. Через скважины 3 под давлением растворенного в пласте 2 газа в галерею 4 вытеснялась нефть, которая собиралась в емкости галереи 4 и насосами откачивалась на поверхность.

При такой технологии конечная нефтеотдача пласта составила всего 2,0 - 3,0%, что обусловлено очень высокой вязкостью нефти. Как показала практика разработки таких месторождений, наиболее эффективным способом, позволяющим в несколько раз повысить нефтеотдачу пласта, является снижение вязкости нефти за счет применения теплового воздействия на пласт.

Для повышения нефтеотдачи пласта способ вторичной разработки месторождения осуществляют следующим образом.

На разрабатываемый участок пласта (блок 1) (фиг. 3, 4), ранее разбуренный из подземной галереи 4 пологонисходящими скважинами 3, с поверхности земли бурят скважины 5, забои которых располагают в районе забоев пробуренных подземных скважин 3. Кроме того, бурят скважину 6 с поверхности в центр блока 1. В галерею 4 бурят контрольную скважину 7, которую оборудуют термодатчиком 8. Затем в скважины 5 и 6 осуществляют закачку пара давлением 0,5 - 1,0 МПа от парогенератора (ПГУ) или стационарной котельной. Закачиваемый пар за счет сил гравитации перемещается вверх по системе подземных пологонисходящих скважин 3 в направлении галереи 4, равномерно прогревая весь разрабатываемый участок пласта (блок) 1. После охвата прогревом всего блока 1, о чем будет свидетельствовать повышение температуры в галерее 4, закачку пара прекращают, спускают с поверхности в зумпфы 9 скважин 5 и 6 глубинные насосы и ведут отбор нефти (фиг. 5, 6), которая стекает по подземным скважинам 3 вниз в направлении забоев поверхностных скважин и откачивают последнюю на поверхность глубинными насосами. Отбор нефти ведут до тех пор, пока дебит скважин по нефти не снизится до минимального рентабельного уровня. В дальнейшем циклы закачки пара и отбора нефти повторяют. По мере увеличения числа циклов закачки пара температура пласта в блоке 1 повышается. После повышения температуры в галерее 4 до 90^oC с целью предотвращения прорыва пара в горные выработки 10 и одновременного вытеснения нефти из прогретого пласта галерею 4 заполняют водой, которую закачивают через контрольную скважину 7, одновременно отбирая нефть через скважины 5 и 6 с поверхности до максимально допустимой обводненности.

Пример. Заявленный способ может быть реализован на Ярегском месторождении высоковязкой нефти, где вязкость нефти в пластовых условиях составляет 12 - 15 тыс. МПас при начальной температуре пласта 6 - 8^oC, а при 100^oC она снижается до 60 МПас. Нефтяной пласт залегает на глубине 130 - 250 м от поверхности. Месторождение было ранее разработано шахтным способом на естественном режиме путем разбуривания пласта густой сеткой подземных пологонисходящих скважин, пробуренных из буровой галереи, сооруженной в верхней части пласта. При первичной разработке месторождения нефтеотдача пласта составила 2,5%. Применение на этих площадях известных термошахтных способов разработки неэффективно, так как требует больших затратах на восстановление и проходку капитальных и подготовительных горных выработок, что снижает рентабельность добычи нефти.

Заявленный способ предлагает вторичную разработку площадей месторождения, ранее отработанных шахтным способом с поверхности. Для этого на первоначально отработанный шахтным способом блок 1 (фиг. 3 и 4) с поверхности земли бурят двенадцать скважин 5, забои которых располагают в районе забоев ранее пробуренных подземных скважин 3, а также бурят скважину 6 с поверхности в центр блока 1. Кроме того, в галерею 4 бурят контрольную скважину 7, оборудуют последнюю термодатчиком 8. В скважины 5 и 6 ведут закачку пара давлением 0,5 - 1,0 МПа от парогенераторной установки, расположенной на поверхности. Скважина 5 и 6 бурят ниже продуктивного пласта на 20 - 30 м, образуя зумпфы 9 для сбора нефти, которая поступает из подземных пологонисходящих скважин 3, за счет гравитационного истечения и снижения вязкости нефти при нагревании пласта. Период закачки пара в скважины 5 и 6 продолжают до тех пор, пока не обнаружат рост температуры в галереи 4, что определяется с помощью термодатчика 8, установленного в скважине 7. При повышении температуры в галерее 4 с 8 до 20 - 25^oC прекращают закачку пара, спускают с поверхности в зумпфы 9 скважин 5 и 6 глубинные насосы и ведут отбор нефти (фиг. 5 и 6). Отбор нефти ведут до тех пор, пока дебит скважин по нефти не снизится до минимального рентабельного уровня. Затем циклы закачки пара и отбора нефти повторяют. После повышения температуры в галерее 4 до 90^oC последнюю заполняют водой, которую закачивают через контрольную скважину 7 с целью предотвращения прорывов пара в галерею и вытеснения нефти из прогретого паром пласта. Одновременно отбирают нефть через скважины 5 и 6 погружными насосами до максимально допустимой обводненности, которая составляет 95 - 98% в зависимости от объема откачиваемой жидкости.