способ шахтной разработки месторождения высоковязкой нефти

Формула изобретения

Способ шахтной разработки месторождения высоковязкой нефти, включающий проходку горных выработок, бурение поверхностных нагнетательных скважин подземных добывающих и парораспределительных скважин, оборудование датчиками для контроля температуры подземных скважин, закачку пара в поверхностные нагнетательные скважины, прекращение закачки пара при повышении температуры и отбор нефти из подземных скважин, отличающийся тем, что оборудование датчиками для контроля температуры проводят на устьях подземных скважин, в качестве датчиков используют оптические датчики, регистрирующие температуру добываемой жидкости, информацию от датчиков передают по оптическому кабелю в компьютер, в котором производят обработку полученной информации, из компьютера управляющие команды передают на управляющие устройства поверхностных нагнетательных скважин, которые производят подачу или прерывание подачи пара в соответствующие нагнетательные скважины для обеспечения равномерности прогрева нефтяного пласта и интенсификации добычи нефти.

Описание изобретения к патенту

Предлагаемое изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой нефти.

Известен способ добычи высоковязкой нефти с применением тепла. Способ включает бурение в центре элемента разработки вертикальных нагнетательных скважин, вдоль которых располагают горизонтальные добывающие скважины. Вдоль горизонтального ствола бурят вертикальные добывающие скважины, из которых часть скважин располагают в непосредственной близости от горизонтального ствола, вплоть до пересечения с ним. Остальные добывающие вертикальные скважины располагают на расстоянии 3-20 м от их забоев до горизонтального ствола. Закачку пара осуществляют в нагнетательные вертикальные скважины и вертикальные добывающие скважины. Одновременно из добывающих скважин отбирают нефть. После прорыва пара в вертикальные добывающие скважины закачку его прекращают, продолжая отбирать нефть. Скважины после прекращения закачки в них пара и снижения давления на устье также используют для отбора нефти. Через указанные скважины добывается нефть, притекающая к горизонтальным стволам. В случае снижения температуры и дебитов по скважинам проводят следующий цикл закачки пара. После стабилизации температуры в призабойной зоне добывающих скважин на уровне 60-80°С периодическую закачку пара в скважины прекращают и в дальнейшем их используют для отбора нефти (Патент РФ №2046934, кл. Е 21 В 43/24, опубл. 27.10.95).

Известный способ имеет невысокую нефтеотдачу и темп разработки, а применение способа связано с дорогостоящим бурением множества дополнительных скважин.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ шахтной разработки месторождения высоковязкой нефти, включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин, бурение скважины с поверхности в центр разрабатываемого блока, бурение в подземную галерею контрольной скважины, ее оборудование термодатчиком для контроля температуры в галерее, закачку пара в нагнетательные скважины с поверхности до начала резкого повышения температуры в галерее, прекращение закачки пара, отбор нефти из добывающих скважин до тех пор, пока дебит скважин по нефти не достигнет минимально рентабельного уровня, повторение циклов закачки пара и отбора нефти, при повышении температуры в подземной галерее до 90°С осуществление закачки воды через контрольную скважину, одновременно отбор нефти через остальные скважины с поверхности до максимально допустимой обводненности (Патент РФ №2143060, кл. Е 21 В 43/24, оп. 1999.12.20 - прототип).

Известный способ позволяет регулировать температуру в подземной галерее и предотвращать прорывы пара в существующие горные выработки. Однако способ требует бурения дополнительных скважин. Способ сложен, нетехнологичен, приводит к повышению обводненности добываемой нефти. Регулировка температуры достигается сложным и нерациональным путем заводнения шахты.

В предложенном изобретении решается задача упрощения регулировки температуры добываемой нефти, повышение технологической и экономической эффективности термошахтной разработки по подземно-поверхностной системе, а также безопасности ведения работ в горных выработках.

Задача решается тем, что в способе шахтной разработки месторождения высоковязкой нефти, включающем проходку горных выработок, бурение поверхностных нагнетательных и подземных добывающих и парораспределительных скважин, оборудование датчиками для контроля температуры подземных скважин, закачку пара в поверхностные нагнетательные скважины, прекращение закачки пара при повышении температуры и отбор нефти из подземных скважин, согласно изобретению оборудование датчиками для контроля температуры проводят на устьях подземных скважин, в качестве датчиков используют оптические датчики, регистрирующие температуру добываемой жидкости, информацию от датчиков передают по оптическому кабелю в компьютер, в котором производят обработку полученной информации, из компьютера управляющие команды передают на управляющие устройства поверхностных нагнетательных скважин, которые производят подачу или прерывание подачи пара в соответствующие нагнетательные скважины для обеспечения равномерности прогрева нефтяного пласта и интенсификации добычи нефти.

Признаками изобретения являются:

1. проходка горных выработок;

2. бурение поверхностных нагнетательных и подземных добывающих и парораспределительных скважин;

3. оборудование датчиками для контроля температуры подземных скважин;

4. закачку пара в поверхностные нагнетательные скважины;

5. прекращение закачки пара при повышении температуры;

6. отбор нефти из подземных скважин;

7. оборудование датчиками для контроля температуры на устьях подземных скважин;

8. использование в качестве датчиков оптических датчиков, регистрирующих температуру добываемой жидкости;

9. передача информации от датчиков по оптическому кабелю в компьютер;

10. обработка полученной информации;

11. передача из компьютера управляющих команд на управляющие устройства поверхностных нагнетательных скважин;

12. подача или прерывание подачи пара в соответствующие нагнетательные скважины для обеспечения равномерности прогрева нефтяного пласта и интенсификации добычи нефти.

Признаки 1-6 являются общими с прототипом, признаки 7-12 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

При шахтной разработке месторождения высоковязкой нефти возникают трудности по выравниванию температуры добываемой жидкости (нефти) на устьях разных добывающих скважин. Выравнивание температуры добываемой жидкости по подземным скважинам способствует равномерной выработке запасов. Регулирование температуры добываемой жидкости по подземным скважинам с помощью регулирования закачки пара по поверхностным нагнетательным скважинам позволяет перейти на безлюдную технологию добычи нефти, с отсутствием обслуживающего персонала в горных выработках, обеспечивающих добычу нефти. Это позволяет повысить температуру прогрева пласта и добываемой нефти и за счет этого повысить нефтеотдачу и темп разработки месторождения.

В предложенном способе решается задача упрощения регулировки температуры добываемой нефти, повышение технологической и экономической эффективности подземно-поверхностной системы термошахтной разработки, безопасности ведения работ в горных выработках и переход на безлюдную технологию. Задача решается следующим образом.

При шахтной разработке месторождения высоковязкой нефти по подошве продуктивного пласта или ниже ее проходят горную выработку. С поверхности бурят нагнетательные скважины. В зоны забоев поверхностных нагнетательных скважин из подземной галереи бурят парораспределительные скважины. Между парораспределительными скважинами из горной выработки бурят добывающие скважины. С поверхности закачивают пар в нагнетательные скважины и прогревают пласт. В горной выработке отбирают жидкость из подземных скважин и перекачивают ее по нефтепроводу на поверхность или подземный центральный пункт сбора нефти. Для измерения температуры добываемой жидкости проводят оборудование устьев подземных скважин датчиками для контроля температуры добываемой жидкости. В качестве датчиков используют оптические датчики, регистрирующие температуру добываемой жидкости. Информацию от датчиков передают по оптическому волоконному кабелю в компьютер, размещенный на поверхности. В компьютере производят обработку полученной информации. Из компьютера управляющие команды передают на управляющие устройства поверхностных нагнетательных скважин, которые производят подачу или прерывание подачи пара в соответствующие поверхностные нагнетательные скважины для обеспечения равномерности прогрева нефтяного пласта и интенсификации добычи нефти.

Поверхностные нагнетательные скважины обвязывают системой управления, обеспечивающей подключение и отключение их от системы нагнетания. Подземные скважины обвязывают датчиками для замера температуры добываемой жидкости. При повышении температуры добываемой жидкости по подземной скважине выше установленных пределов производят отключение поверхностных нагнетательных скважин, имеющих гидродинамическую связь с этой подземной скважиной, от системы нагнетания теплоносителя. В результате температура добываемой жидкости по подземной скважине нормализуется. В горных выработках устанавливают только оптические датчики, регистрирующие температуру добываемой жидкости. Они не требуют обслуживания, а следовательно, эксплуатацию горных выработок можно перевести на закрытый (безлюдный) режим. Безлюдный режим эксплуатации горных выработок, из которых пробурены подземные скважины, позволяет повышать температуру в них до 100°С, что ведет к повышению средней температуры пласта и темпа добычи нефти. Датчики, регистрирующие температуру жидкости, представляют собой зеркало, которое устанавливается на биметаллической пластине. Зеркало и биметаллическая пластина находятся в герметичном корпусе. Датчик крепится к устью подземной скважины. Добываемая жидкость нагревает поверхность скважины. В зависимости от температуры биметаллическая пластина изгибается. По оптическому волоконному кабелю на зеркало подается световой сигнал, а отраженный сигнал попадает на второй оптический волоконный кабель, по которому передается на оцифрователь, связанный с компьютером, находящимся на поверхности. Сигнал оцифровывается в соответствии с мощностью отраженного сигнала. Полученная информация выдается на экран компьютера. С помощью программы производится управление работой поверхностных нагнетательных скважин. Возможен вариант, когда работой поверхностных нагнетательных скважин управляет диспетчер нефтешахты. Использование оптических датчиков и оптико-волоконной связи обеспечивает полную пожарную безопасность в горных выработках при применении этих устройств.

Заявленный способ обеспечивает автоматическое регулирование закачкой теплоносителя в нефтяной пласт в зависимости от температуры добываемой жидкости по подземным скважинам, безлюдную эксплуатацию горных выработок, из которых пробурены подземные скважины, позволяет повысить температуру в этих выработках до 100°С, что обеспечивает повышение средней температуры пласта и, соответственно, темпа нефтеотдачи пласта, повышает безопасность работы в нефтяных шахтах.

Использование оптических систем для регистрации температуры и передачи информации обеспечивает полную пожарную безопасность при применении их в шахтных условиях, а также они не требуют своего обслуживания, что позволяет перейти на закрытую эксплуатацию разрабатываемых участков.

На фиг.1 изображены участок разрабатываемого месторождения и общая схема управления работой скважин. На фиг.2 (разрез по А-А) представлена схема обвязки системой регистрации температуры добываемой жидкости по подземным скважинам. На фиг.3 показано принципиальное устройство датчика температуры.

На участке месторождения высоковязкой нефти или природного битума 1, обустроенного для термошахтной разработки по подземно-поверхностной системе, в горных выработках 2 на устьях подземных добывающих и парораспределительных скважин 3 устанавливают датчики температуры 4. На датчики температуры 4 подают сигнал от источника света постоянной мощности 5 по оптическому волоконному кабелю 6. В датчике температуры 4 световой сигнал попадает на зеркало 7, которое укреплено на биметаллической пластине 8. В зависимости от температуры поверхности скважины, которая определяется температурой добываемой жидкости, биметаллическая пластина 8 изгибается, поэтому отраженный световой сигнал, попадающий на приемный оптический волоконный кабель 9, имеет изменяющуюся мощность в зависимости от изгибания биметаллической пластины 8.

По оптическому волоконному кабелю 9 отраженный сигнал поступает на оцифрователь 10, который производит перевод сигнала в значение температуры, соответствующей его мощности. Оцифрованный сигнал по системе связи 11 поступает в компьютер 12, где по программе производится его обработка. Информация о температуре добываемой жидкости по подземным скважинам отображается на дисплее компьютера 12.

После программной обработки входящего сигнала в компьютер 12 выдается управляющая команда по каналу связи 13 в оцифрователь 10 и далее по каналу связи 14 на устройства (на фиг. не показаны), обеспечивающие открытие или. закрытие поверхностных нагнетательных скважин 15. Открытие или закрытие поверхностных нагнетательных скважин 15 может также производиться по команде диспетчера нефтешахты.

На фиг.1-3 стрелками показаны направления передачи оптического сигнала.

Пример конкретного выполнения

Разрабатывают участок Ярегского месторождения высоковязкой нефти со следующими характеристиками: глубина - 200 м, начальная пластовая температура - 8°С, пластовое давление - 0,1 МПа, толщина продуктивного пласта - 26 м, пористость коллектора - 26%, проницаемость - 3 мкм², нефтенасыщенность - 87%, вязкость нефти - 12000 мПа·с, плотность нефти - 933 кг/м³.

На участке разработки 1 вдоль границы бурят поверхностные нагнетательные скважины 15 с шагом 50 м и подземные (добывающие и парораспределительные) скважины 3. Парораспределительные скважины бурят в зоны забоев нагнетательных скважин 15 из подземной галереи 2. Между парораспределительными скважинами из подземной галереи 2 бурят добывающие скважины. Расстояние между забоями подземных скважин 3 равно 25 м. С поверхности закачивают пар с расходом 200 т/сут. в поверхностные нагнетательные скважины 15 и прогревают пласт. Добываемая жидкость из подземных скважин 3 сливается в нефтесборную канавку, сооруженную в горной выработке 2, которая самотеком транспортируется до участкового сборного пункта, откуда перекачивается по нефтепроводу на поверхность или на подземный центральный пункт сбора нефти.

На устьях подземных скважин 3 устанавливают датчики температуры 4. На датчики температуры 4 подают сигнал от источника света постоянной мощности 5 по оптическому волоконному кабелю 6. В датчике температуры 4 световой сигнал попадает на зеркало 7, которое укреплено на биметаллической пластине 8. В зависимости от температуры поверхности скважины, которая определяется температурой добываемой жидкости, биметаллическая пластина 8 изгибается, поэтому отраженный световой сигнал, попадающий на приемное оптическое волокно 9, имеет изменяющуюся мощность в зависимости от изгибания биметаллической пластины 8.

По оптическому волоконному кабелю 9 отраженный сигнал поступает на оцифрователь 10, который в зависимости от мощности отраженного сигнала производит перевод сигнала в значение температуры, соответствующей его мощности. Оцифрованный сигнал по системе связи 11 поступает в компьютер 12, где по программе производится его обработка. Информация о температуре добываемой жидкости по подземным скважинам отображается на дисплее компьютера 12.

По каждой подземной скважине геолог нефтешахты задает предельные значения температуры добываемой жидкости, которые определяются равномерностью прогрева пласта и интенсификацией добычи нефти по участку. Каждая поверхностная нагнетательная скважина 15 имеет гидродинамическую связь с определенным кругом подземных скважин. С помощью изменения объемов закачки теплоносителя по поверхностным нагнетательным скважинам 15 обеспечивают равномерный прогрев нефтяного пласта и интенсифицируют добычу нефти по участку.

После программной обработки входящего сигнала в компьютер выдается управляющая команда по каналу связи 13 в оцифрователь 10 и далее по каналу связи 14 на устройства (на фиг. не показаны), обеспечивающие открытие или закрытие поверхностных нагнетательных скважин 15. Открытие или закрытие поверхностных нагнетательных скважин 15 может также производиться по команде диспетчера нефтешахты.

Предложенный способ позволяет перейти на безлюдную шахтную технологию добычи нефти. При выводе обслуживающего персонала из горной выработки 2 температуру рудничной атмосферы в ней можно повышать до 100°С вместо 26°С при ее эксплуатации с обслуживающим персоналом. Это позволяет существенно повысить среднюю температуру пласта до 100°С и более, а соответственно увеличить темп нефтеотдачи пласта и повысить коэффициент извлечения нефти (КИН) до 0,7% вместо 0,54, достигнутом на Ярегском месторождении. По сравнению с прототипом время разработки участка месторождения (до КИН=0,54) снижается с 8 до 6 лет. За счет оптоволоконной техники обеспечена безопасность ведения работ. Себестоимость добываемой нефти снижается на 8%.