подземно-поверхностный способ разработки месторождения высоковязкой нефти

Формула изобретения

Подземно-поверхностный способ разработки месторождения высоковязкой нефти, включающий отбор нефти через пологовосстающие добывающие скважины, пробуренные из горной выработки, пройденной в нефтяном пласте или ниже его, закачку теплоносителя в нагнетательные скважины, пробуренные с поверхности, с последующим распределением пара по пласту через пологовосстающие парораспределительные скважины, забои которых ориентированы в кровлю нефтяного пласта, пересекают нагнетательную скважину или проходят в зоне их влияния, пробуренные из горной выработки параллельно добывающим скважинам, отличающийся тем, что из горной выработки бурят дополнительные добывающие скважины, ориентированные ниже забоя вертикальных нагнетательных скважин, причем каждую парораспределительную скважину и дополнительную добывающую скважину бурят из одного места горной выработки в виде радиальных лучей, расположенных в одной вертикальной плоскости, при этом после заполнения дополнительной добывающей скважины паром ее переводят в разряд парораспределительных скважин.

Описание изобретения к патенту

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

Известен способ для добычи высоковязкой нефти (см. патент США 4434849, Е 21 В 43/24, опубл. 06.03.84), включающий закачку теплоносителя в нагнетательные скважины, пробуренные с поверхности и из горной выработки, отбор нефти через радиально расположенные добывающие скважины, пробуренные из горной выработки.

Недостатком этого способа является то, что закачка пара производится из горной выработки через радиально расположенные скважины. Это приводит к неравномерному прогреву пласта, а также к значительному выделению тепла в горные выработки, что ведет к нарушению санитарно-гигиенических норм и большим затратам по нормализации теплового режима в горных выработках с работающим персоналом.

Наиболее близким по технической сущности, принятом авторами за прототип, является подземно-поверхностный способ разработки месторождения высоковязкой нефти (см. патент РФ 2114289, Е 21 В 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 (пара) в нагнетательные скважины, пробуренные с поверхности с последующим распределением теплоносителя (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 парового пространства, по которому может распространяться теплоноситель, что весьма существенно при достаточно больших расстояниях между парораспределительными и добывающими скважинами, при этом возможность увеличения давления закачки теплоносителя, в качестве которого применяется в основном насыщенный водяной пар, для вытеснения нефти ограничена свойствами нефти и условиями шахтной разработки (опасность возгонки нефти и поступления нефтяных газов в горные выработки). Все это приводит к снижению темпов закачки теплоносителя и добычи нефти и, следовательно, к увеличению времени выхода на проектную добычу нефти.

Задачей настоящего изобретения является ускорение вывода разрабатываемого участка на проектный уровень добычи нефти и сокращение срока разработки месторождения.

Поставленная задача решается тем, что разработку месторождения высоковязкой нефти осуществляют подземно-поверхностным способом, при этом отбор нефти ведут через пологовосстающие добывающие скважины, пробуренные из горной выработки, пройденной в нефтяном пласте или ниже его, закачку теплоносителя осуществляют в нагнетательные скважины, пробуренные с поверхности с последующим распределением его по нефтяному пласту через пологовосстающие парораспределительные скважины, забои которых ориентированы в кровлю нефтяного пласта, пересекают нагнетательные скважины или проходят в зоне их влияния, причем парораспределительные скважины пробурены из горной выработки параллельно добывающим скважинам, при этом из горной выработки бурят дополнительные добывающие скважины, ориентированные ниже забоя вертикальных нагнетательных скважин, причем каждую парораспределительную скважину и дополнительную добывающую скважину бурят из одного места горной выработки в виде радиальных лучей, расположенных в одной вертикальной плоскости, после заполнения дополнительной добывающей скважины паром ее переводят в разряд парораспределительных скважин.

Существенными отличительными признаками заявленного изобретения является то, что:

- бурят дополнительные добывающие скважины, ориентированные ниже забоя вертикальных нагнетательных скважин;

- парораспределительные скважины и дополнительные добывающие скважины бурят из одного места горной выработки в виде радиальных лучей, расположенных в одной вертикальной плоскости;

- переводят дополнительную добывающую скважину после прорыва в нее пара в разряд парораспределительных.

Указанная совокупность существенных отличительных признаков способствует активизации разогрева нефтяного пласта и добычи нефти. Так за счет расположения парораспределительных и дополнительных добывающих скважин в виде радиальных лучей уменьшается расстояние между скважинами, поэтому давления теплоносителя (пара), поступившего в парораспределительные скважины, достаточно, чтобы вытеснить разогретую нефть в дополнительные добывающие скважины и высвободить паровое пространство, которое будет заполняться паром, обеспечивая интенсивный прогрев пласта и темп закачки теплоносителя в нагнетательные скважины. Устье парораспределительной скважины в течение нагнетания пара закрыто, находящийся в ней столб жидкости (сконденсировавшегося пара) создает естественный гидравлический замок, препятствующий прорыву пара в горные выработки. Расположение парораспределительной и дополнительной добывающей скважины в одной вертикальной плоскости обеспечивает равномерный прогрев пласта, при этом продвижение теплового фронта по нефтяному пласту происходит от кровли к подошве нефтяного пласта. После прорыва пара в дополнительные добывающие скважины их переводят в разряд парораспределительных. К этому времени значительный объем парового пространства в районе стволов парораспределительных и добывающих скважин будет освобожден от нефти и пластовой воды и занят паром, что обеспечит интенсивный прогрев нефтяного пласта за счет большой поверхности взаимодействия пара с нефтяным пластом и приведет к установлению гидродинамической связи между нагнетательными и парораспределительными скважинами с добывающими. Основная добыча нефти после установления гидродинамической связи будет происходить через добывающие скважины.

Таким образом, заявленный способ обеспечивает активизацию процесса разогрева пласта и добычи нефти, что способствует ускорению вывода разрабатываемого участка на проектный уровень добычи нефти и сокращению срока разработки.

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

Заявленная совокупность существенных признаков не известна авторам из уровня техники, поэтому заявленное изобретение является новым. Изобретение промышленно применимо, так как имеющееся отечественное оборудование и технология, разработанная авторами, позволяют использовать способ в полном объеме.

На фиг. 1 изображен участок разрабатываемого месторождения в плане; на фиг.2 - тот же участок с горными выработками и скважинами, разрез А-А фиг.1.

На участке нефтяного месторождения (фиг.1, 2) высоковязкой нефти или природного битума, подлежащем разработке, сооружают не менее двух вертикальных шахтных стволов 1 (подъемный и вентиляционный), обеспечивающих доступ к нефтяному пласту 2, проходку и вентиляцию горных выработок (галерей) 3, которые сооружают в подошве нефтяного пласта 2 или ниже него (вблизи водонефтяного контакта - ВНК). Вблизи границы 4 участка бурят с поверхности ряд нагнетательных скважин 5 до средней части пласта 2. Из галереи 3 бурят пологовосстающие добывающие скважины 6 под углом 1-5^o до границы участка 4.

Добывающие скважины 6 (фиг.2) располагают параллельными рядами в два или более ярусов в зависимости от толщины нефтяного пласта 2 в середине интервала между нагнетательными скважинами 5.

В середине между добывающими скважинами 6 бурят ряды из двух пологовосстающих скважин, одна из которых ориентирована в кровлю пласта и пересекает нагнетательную скважину 5 или находится в зоне ее влияния - парораспределительная скважина 7, а вторая - дополнительная добывающая скважина 8 проходит ниже забоя нагнетательной скважины 5, при этом парораспределительную скважину 7 и дополнительную добывающую скважину 8 бурят из одного места горной выработки в виде радиальных лучей, расположенных в одной вертикальной плоскости. Парораспределительная скважина 7, пересекаясь с призабойной зоной нагнетательной скважины 5, образует единую систему нагнетания для закачки теплоносителя. Дополнительная добывающая скважина 8 служит для дренирования нефтяного пласта 2 в районе расположения нагнетательной 5 и парораспределительной скважины 7.

Вертикальные нагнетательные скважины 5 бурят до середины нефтяного пласта 2 и обустраивают для закачки пара и воды. Все подземные скважины: добывающие 6, парораспределительные 7 и дополнительные добывающие 8 обсаживают на глубину 30-50 м и оборудуют запорной арматурой. Обсадка парораспределительных 7 и дополнительных добывающих 8 скважин на глубину 30-50 м позволит создать естественный гидравлический замок из сконденсировавшего пара и пластовой жидкости в скважинах, который будет препятствовать прорыву пара в горные выработки. Обсадка добывающих скважин 6 на 30-50 м позволит отодвинуть момент подхода теплового фронта к горной выработке на конец периода разработки участка.

Заявленный способ осуществляют следующим образом.

Стадия 1. Пар закачивают во все нагнетательные скважины 5. Он попадает в парораспределительные скважины 7, осуществляя прогрев околоствольного пространства. Так как добывающие скважины 6 находятся довольно далеко от парораспределительных скважин 7, то до установления гидродинамической связи между ними нефть будет вытесняться в дополнительные добывающие скважины 8, которые расположены рядом. На этой стадии устья скважин 6, 8 открыты, а парораспределительных 7 открывают только для спуска накопившейся в стволах жидкости.

Стадия 2. На этой стадии происходит прорыв пара в дополнительные добывающие скважины 8 и их переводят в разряд парораспределительных, при этом парораспределительные 7 и дополнительные добывающие 8 скважины закрывают и открывают только для спуска накопившейся в стволах жидкости. Это говорит об образовании раздренированной зоны нефтяного пласта 2 в районе стволов парораспределительных 7 и дополнительных добывающих 8 скважин, которая обеспечивает большую поверхность взаимодействия пара с нефтяным пластом 2. На этой стадии устанавливается гидродинамическая связь между парораспределительными 7 и дополнительными добывающими 8 скважинами с добывающими 6. Происходит постоянный рост дебита нефти по добывающим скважинам 6. В случае прорыва пара в добывающие скважины 6 по высокопроницаемым зонам или трещинам эти скважины закрывают, при этом закачка пара во все нагнетательные скважины 5 производится с максимально возможными расходами для скорейшего разогрева нефтяного пласта 2. Для более равномерного распределения тепла по объему нефтяного пласта 2 периодически закачивают попутно добываемую воду, которая отбирает тепло у высокопроницаемых хорошо раздренированных и разогретых зон и переносит его в другие части нефтяного пласта 2.

Стадия 3. К началу этой стадии нефтяной пласт 2 достаточно хорошо и равномерно разогрет. Происходит интенсивный отбор нефти. Все добывающие скважины 6 открыты и при прорыве пара в них закрывают нагнетательные скважины 5, которые имеют с ними прямую гидродинамическую связь по высокопроницаемым зонам или трещинам. Также периодически закачивают попутно добываемую воду, которая выполняет функции вытеснения нефти и распределения тепла по нефтяному пласту 2. Парораспределительные 7 и дополнительные добывающие 8 скважины открывают только для спуска накопившейся в них жидкости.

Стадия 4. На этой стадии пар закачивают только в нагнетательные скважины 5, которые связаны с наименее разработанными участками нефтяного пласта 2. Все добывающие 6 и парораспределительные 7 и дополнительные добывающие 8 скважины, не связанные с нагнетательными скважинами 5, в которые ведется закачка пара, открыты. Их закрывают по мере прорыва пара в них. Для лучшей отмывки нефти от пород пласта закачивают поверхностно-активные вещества (ПАВ) и попутно добываемую воду.

Предлагаемый способ значительно повышает темпы отбора нефти за счет использования дополнительной добывающей скважины 8, выполненной в виде расходящихся радиальных лучей, с парораспределительной скважиной 7, находящихся в одной вертикальной плоскости, так как создаются благоприятные условия для быстрого образования раздренированной зоны в районе стволов парораспределительных 7 и дополнительных добывающих 8 скважин, чем обеспечивается большая поверхность взаимодействия теплоносителя и нефтяного пласта.

Прогрев пласта 2 происходит от кровли к подошве нефтяного пласта и от границ 4 разрабатываемого участка к галерее 3, что ведет к снижению теплопотерь в рудничную атмосферу и обеспечивает нормальные условия труда для производственного персонала.

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.

Создают совокупность подземных выработок - подъемный и вентиляционный стволы 1 с околоствольными дворами и камерами технологического назначения (на фиг. 1 околоствольный двор и камеры технологического назначения не показаны).

Стволы 1 проходят ниже нефтяного пласта на 20 м, создавая зумпфы для сбора жидкости (нефть, вода). Расстояние между стволами 1 на первоначально разрабатываемой площади 600 м и более. Стволы 1 соединяют горной выработкой (галереей 3), которую проходят в подошве нефтяной части пласта 2 или ниже него.

Галерею 3 сооружают сечением не менее 10 м² в свету, что необходимо для размещения в ней бурового станка (например, ПБС-2Т). Из галереи 3 в разные стороны параллельными рядами бурят добывающие скважины 6 под углом к горизонту 1-5^o длиной до 250 м. В каждом ряду по две скважины, расположенные в два яруса. Скважины обсаживают до глубины 30-50 м и цементируют, а далее идет открытый ствол или обсаженный перфорированной колонной.

В середине промежутка между рядами добывающих скважин 6 бурят ряды скважин, каждый из которых состоит из парораспределительной 7 и дополнительной добывающей 8 скважин параллельно рядам добывающих скважин 6, длиной до 250 м, при этом парораспределительную 7 и дополнительную добывающую 8 скважины бурят из одного места горной выработки (расстояние между устьями скважин 0,2-0,5 м) в виде радиальных лучей, расположенных в одной плоскости. Скважины обсаживают до глубины 30-50 м и цементируют, а далее идет открытый ствол или обсаженный перфорированной колонной.

С поверхности бурят ряд вертикальных нагнетательных скважин 5 до середины нефтяного пласта 2 с каждой стороны от галереи 3 на расстоянии 50-70 м от границы участка 4. Скважины 5 располагают в середине промежутка между рядами добывающих скважин 6.

Парораспределительные скважины 7 ориентированы в кровлю нефтяного пласта и пересекают нагнетательные скважины 5 или проходят в зоне их влияния, а дополнительные добывающие скважины 8 проходят в нефтяном пласте 2 ниже забоев нагнетательных скважин 5.

Пар от котельной или парогенераторной установки (ПГУ) подают в нагнетательные скважины 5 максимальными темпами с давлением до 1,0 МПа и температурой до 180^oС (с большей температурой пар закачивать в условиях шахтной разработки Ярегского месторождения нельзя из-за возможности начала возгонки нефти и выделения летучих фракций, которые могут попасть в горные выработки).

Добываемую жидкость из подземных скважин 6, 7, 8 транспортируют по специальной канавке в галерее 3 или по трубопроводу, проложенному в галерее 3 в сборные емкости у ствола шахты 1. После предварительной подготовки нефти она откачивается на поверхность для дальнейшей подготовки и транспортировки на нефтеперерабатывающий завод.

Все месторождение отрабатывается одновременно или последовательно отдельными участками.

Изобретение по сравнению с прототипом позволяет увеличить темп разработки месторождения и за счет сокращения сроков его разработки снизить удельный расход тепла на единицу добываемой нефти, а следовательно, уменьшить теплопотери в окружающие породы и горные выработки.