способ доразработки месторождения высоковязкой нефти

Формула изобретения

Способ доразработки месторождения высоковязкой нефти, включающий бурение с поверхности земли горизонтальных скважин для закачки теплоносителя и вертикальных скважин для отбора нефти на площадях, ранее разработанных шахтным способом из подземных галерей пологонисходящими скважинами, отличающийся тем, что горизонтальные скважины проводят вблизи или пересекают забои ярусов старых подземных скважин, а вертикальные скважины бурят в район забоев горизонтальных скважин, причем на первой стадии режим закачки теплоносителя циклический, а затем после установления гидродинамической связи между горизонтальными скважинами переходят на режим вытеснения нефти паром или попутно добываемой водой, а в случае запескования скважин их промывку осуществляют по системе горизонтальная плюс вертикальная скважина.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к вторичным способам добычи высоковязких нефтей и природных битумов, в частности к способам теплового воздействия на пласт.

Известен способ вторичной разработки месторождения высоковязкой нефти с закачкой теплоносителя в пласт и отбором жидкости через вертикальные поверхностные скважины с использованием старых подземных скважин, которые были пробурены при шахтной разработке нефтяного месторождения на естественном режиме (патент РФ 2143060, зарегистрированный в Государственном реестре изобретений 20.12.1999 г. по заявке 98106613 от 10.04.1998 г.).

Недостатком данного способа является недостаточный охват пласта процессом теплового воздействия при закачке теплоносителя через вертикальную поверхностную скважину, что определяется небольшим количеством подземных скважин, имеющих гидродинамическую связь с вертикальными, по которым распространяется теплоноситель по пласту. Кроме того, дренаж пластовой жидкости происходит только по подземным скважинам, расположенным вблизи вертикальной поверхностной. Все это приводит к увеличению срока разработки месторождения.

Задачей изобретения является увеличение темпа разработки месторождения, ранее отработанного шахтным способом на естественном режиме истощения.

Другой задачей изобретения является борьба с запескованием скважин, пройденных в продуктивном пласте.

Поставленная задача решается тем, что бурят с поверхности земли горизонтальные скважины для закачки теплоносителя и вертикальные скважины для отбора нефти на площадях, ранее разработанных шахтным способом из подземных галерей пологонисходящими скважинами, при этом горизонтальные скважины проводят вблизи или пересекают забои ярусов старых подземных скважин, а вертикальные скважины бурят в районы забоев горизонтальных скважин. Поставленная задача также решается тем, что на первой стадии режим закачки пара осуществляют циклически, а затем, после установления гидродинамической связи между горизонтальными скважинами, переходят на режим вытеснения нефти паром или попутно добываемой водой.

Другая поставленная задача решается тем, что промывку скважин при их запесковании производят по системе горизонтальная скважина плюс вертикальная скважина.

Отличительными признаками заявленного изобретения являются:

- с поверхности земли бурят горизонтальные скважины для закачки теплоносителя и вертикальные скважины для отбора нефти на площадях, ранее разработанных шахтным способом из подземных галерей пологонисходящими скважинами, при этом горизонтальные скважины проводят вблизи или пересекают забои ярусов старых подземных скважин, а вертикальные скважины бурят в район забоев горизонтальных скважин;

- на первой стадии режим закачки пара осуществляют циклически, а затем, после установления гидродинамической связи между горизонтальными скважинами, переходят на режим вытеснения нефти паром или попутно добываемой водой;

- промывку скважин при запесковании производят по системе горизонтальная скважина плюс вертикальная скважина.

Приведенные отличительные признаки в совокупности с известными позволяют решить задачи, поставленные изобретением, и считать, что заявленная совокупность считается "новой".

Заявленные отличительные признаки изобретения являются неочевидными для среднего специалиста в данной области. В связи с этим можно считать, что заявленное изобретение имеет "изобретательский уровень".

Изобретение "промышленно применимо", так как имеющееся отечественное оборудование и разработанная нами технология не представляют технических трудностей для его использования.

На фиг.1 изображен участок разрабатываемого месторождения на одном шахтном блоке в плане.

На фиг.2 изображен тот же участок в разрезе по А-А.

На фиг.3 изображен участок разрабатываемого месторождения на трех шахтных блоках в плане, горизонтальные и вертикальные скважины показаны частично.

На участке нефтяного месторождения высоковязкой нефти или природного битума, объединяющем один или более шахтных блоков 1, ранее разработанных на естественном режиме, бурят с поверхности горизонтальные скважины 2, горизонтальная часть которых проходит вблизи или пересекает забои ярусов старых подземных скважин 3. С поверхности бурят вертикальные скважины 4 в район забоев горизонтальных скважин 2. Подземные скважины 3 пробурены ранее из галереи 5, которая расположена в верхней части нефтенасыщенной зоны пласта 6.

На первой стадии эксплуатацию подготовленного к разработке участка месторождения осуществляют в пароциклическом режиме. Каждый цикл состоит из четырех периодов.

Период 1. Пар закачивают в горизонтальные скважины 2. Он попадает в старые подземные скважины 3, через которые осуществляют прогрев пласта 6.

Период 2. Пропитка пласта. В этом периоде закачку пара прекращают, и происходит прогрев пласта 6 за счет теплопроводности и капиллярной пропитки, а также за счет капиллярной пропитки происходит вытеснение нефти из мелких пор в трещины. При пропитке пласта 6 снижается температура жидкости в районе стволов горизонтальной 2 и вертикальной 4 скважин.

Период 3. Если температура пласта 6 в районе горизонтальных 2 или вертикальных 4 скважин после пропитки недостаточно снизилась для возможности работы насоса, то в горизонтальную скважину 2 (или вертикальную 4) закачивают холодную воду, которая отбирает тепло из районов стволов этих скважин и переносит дальше в пласт 6. Если температура пласта 6 приемлема для работы насоса, то закачку холодной воды не производят.

Период 4. В вертикальную скважину 4 спускают насос и производят откачку жидкости, которую заканчивают при достижении экономически обоснованного предела.

После этого циклы повторяют до установления гидродинамической связи между горизонтальными скважинами 2.

После установления гидродинамической связи между горизонтальными скважинами 2 пароциклический режим заменяют на режим вытеснения нефти, при котором теплоноситель или попутно добываемую воду закачивают в одну группу горизонтальных скважин 2, нефть вытесняется в другую группу горизонтальных скважин 2, и из них откачивают через соответствующие вертикальные скважины 4. При этом, для изменения фильтрационных потоков в пласте 6, эти группы скважин периодически меняются способами эксплуатации (закачка - отбор).

Если произошло запескование горизонтальной 2 или вертикальной скважины 4, то производят промывку системы горизонтальная плюс вертикальная скважины через вертикальную 4 или горизонтальную 2 скважину (или попеременно).

Предлагаемый способ значительно повышает темпы разработки месторождения за счет применения горизонтальных скважин 2, которые проходят вблизи или пересекают забои старых подземных скважин 3, обеспечивающих широкое распространение теплоносителя по пласту 6 и высокому охвату пласта 6 процессом дренирования.

Пример. Заявленный способ может быть реализован на Ярегском месторождении высоковязкой нефти, где вязкость нефти в пластовых условиях составляет 15-20 тыс. мПас. Нефтяной пласт залегает на глубине 180-200 м от поверхности.

На площадях месторождения, отработанных ранее по уклонно-скважинной системе, бурят горизонтальные скважины 2 так, чтобы горизонтальная часть скважины прошла вблизи или пересекала забои ярусов старых подземных скважин. Горизонтальные скважины 2 оборудуют для закачки пара и промывочного агента.

В район забоев горизонтальных скважин 2 с поверхности бурят вертикальные скважины 4, забои которых делаются на 30-50 м ниже продуктивного пласта 6. Вертикальные скважины 4 оборудуют для возможности спуска насосного оборудования и закачки промывочного агента (не показано).

Пар от котельной или парогенераторной установки (ПТУ) (не показано) подают в горизонтальные скважины 2, из которых он попадает в старые подземные скважины 3 и, распространяясь по ним, прогревает пласт 6.

После закачки определенной порции пара происходит пропитка пласта 6, при которой тепло распространяется в основном за счет теплопроводности и капиллярной пропитки. В период пропитки происходит вытеснение нефти из мелких трещин и пор в крупные за счет капиллярного давления.

После пропитки, если температура пласта 6 в районе ствола вертикальной скважины 4 снизилась недостаточно, чтобы мог работать насос, то в вертикальную 4 или горизонтальную 2 скважину закачивают холодную воду, которая отбирает тепло в районе стволов скважин и, нагреваясь, переносит его дальше в пласт 6. Если температура пласта после пропитки удовлетворяет условиям работы насоса, то закачку холодной воды не производят.

После пропитки и закачки холодной воды в вертикальную скважину спускают насос и производят откачку жидкости. Длительность откачки определяется экономически оправданным дебитом скважины.

Далее циклы закачки пара, пропитки, закачки холодной воды и откачки жидкости повторяются.

После установления гидродинамической связи между горизонтальными скважинами 2 пароциклический режим разработки заменяют на режим вытеснения нефти, при котором теплоноситель или попутно добываемую воду закачивают в одну группу горизонтальных скважин 2, а нефть вытесняется в другую группу горизонтальных скважин 2 и из них откачивается соответствующими вертикальными скважинами 4. При этом, для изменения фильтрационных потоков в пласте 6, эти группы периодически меняют способами эксплуатации (закачка - отбор).

В случае запескования скважин производят их промывку по системе горизонтальная плюс вертикальная скважина попеременной закачкой в них промывочного агента.

Добытая нефть проходит подготовку на установках подготовки нефти и затем транспортируется на нефтеперерабатывающий завод.

Все месторождение отрабатывают одновременно или последовательно отдельными участками.

Изобретение в сравнении с прототипом позволяет увеличить темп разработки месторождения и снизить удельный расход тепла на единицу добываемой нефти за счет снижения сроков разработки, а следовательно, уменьшения теплопотерь в окружающие породы.