способ термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти

Формула изобретения

1. Способ термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти, включающий проводку горной выработки в продуктивном нефтяном пласте или ниже него, бурение поверхностных нагнетательных скважин вблизи границы участка разрабатываемого месторождения, бурение пологонаклонных парораспределительных скважин, забои которых ориентируют в кровлю нефтяного пласта, пересекают поверхностные нагнетательные скважины или проходят в зоне их влияния с образованием единой нагнетательной системы для закачки пара в нефтяной пласт, бурение пологонаклонных добывающих скважин из горной выработки в промежутках между парораспределительными скважинами, закачку пара через поверхностные нагнетательные скважины и отбор нефти через пологонаклонные добывающие скважины, отличающийся тем, что бурение поверхностных нагнетательных скважин производят с опережением по сравнению со строительством прочих частей промысла, одновременно со строительством прочих частей промысла производят закачку пара в поверхностные нагнетательные скважины для предварительного прогрева участков пласта и формирования движения теплового фронта в пласте от границы участка к горным выработкам, прекращают закачку пара в поверхностные нагнетательные скважины за период времени, достаточный для конденсации пара в предварительно прогретых участках пласта к моменту начала бурения пологонаклонных добывающих и парораспределительных скважин, после бурения парораспределительных скважин их эксплуатируют как добывающие до прорыва пара, контролируют температуру жидкости на устьях добывающих и парораспределительных скважин, изменяют расходы закачки пара в поверхностные нагнетательные скважины и выравнивают температуры добываемой жидкости по добывающим скважинам, при этом часть парораспределительных скважин, по которым нет прорыва пара в горные выработки, переводят в добывающие.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что при предварительном прогреве участков пласта поверхностные нагнетательные скважины эксплуатируют в режиме паро-циклической обработки и вытеснения нефти с периодическим переводом скважин в добывающие и в нагнетательные.

3. Способ по п.2, отличающийся тем, что в периоды эксплуатации пласта поверхностными нагнетательными скважинами в режиме пароциклической обработки и вытеснения нефти с периодическим переводом скважин в добывающие и в нагнетательные в предварительно прогретых участках пласта производят дегазацию пласта через поверхностные нагнетательные скважины.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при термошахтной разработке месторождения высоковязкой нефти.

Известен шахтный способ разработки нефтяных месторождений путем прогрева обрабатываемой площади продуктивного пласта теплоносителем и отбора нефти через систему горизонтальных и восстающих скважин, пробуренных из эксплуатационной галереи. Закачку теплоносителя производят из горных выработок, расположенных выше эксплуатационной галереи (Авторское свидетельство СССР №747986, кл. Е 21 В 43/24, опубл. 15.07.80).

Известный способ позволяет отобрать из продуктивного нефтяного пласта основные запасы нефти, однако нефтеотдача и темп разработки невысоки.

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 разработки месторождения высоковязкой нефти, согласно которому закачивают теплоноситель через нагнетательные скважины, пробуренные с поверхности. Нефть отбирают через добывающие скважины, пробуренные из горной выработки. Ее проводят в продуктивном нефтяном пласте или ниже него. Добывающие скважины бурят пологонаклонными. Их располагают рядами. Нагнетательные скважины бурят вблизи границы участка разрабатываемого месторождения между рядами добывающих скважин. В промежутке между этими скважинами и параллельно им бурят пологонаклонные скважины. Забои этих скважин ориентированы в кровлю нефтяного пласта, пересекают нагнетательные скважины или проходят в зоне их влияния и образуют единую нагнетательную систему для закачки теплоносителя в нефтяной пласт. Это обеспечивает увеличение темпа отбора нефти, повышение нефтеотдачи и снижение удельного расхода тепла на единицу добываемой нефти (Патент РФ №2114289, кл. Е 21 В 43/24, опубл. 27.06.98 - прототип).

Известный способ не позволяет достичь высокой текущей нефтеотдачи в начальный период. Срок разработки участка месторождения составляет 7-8 лет.

В изобретении решается задача повышения темпа разработки нефтяного месторождения.

Задача решается тем, что в способе термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти, включающем проводку горной выработки в продуктивном нефтяном пласте или ниже него, бурение поверхностных нагнетательных скважин вблизи границы участка разрабатываемого месторождения, бурение пологонаклонных парораспределительных скважин, забои которых ориентируют в кровлю нефтяного пласта, пересекают поверхностные нагнетательные скважины или проходят в зоне их влияния с образованием единой нагнетательной системы для закачки пара в нефтяной, бурение пологонаклонных добывающих скважин из горной выработки в промежутках между пологонаклонными парораспределительными скважинами, закачку пара через поверхностные нагнетательные скважины и отбор нефти через пологонаклонные добывающие скважины, согласно изобретению, бурение поверхностных нагнетательных скважин производят с опережением по сравнению со строительством прочих частей промысла, одновременно со строительством прочих частей промысла производят закачку пара в поверхностные нагнетательные скважины для предварительного прогрева удаленных от горных выработок участков пласта и формирования движения теплового фронта в пласте от границы участка к горным выработкам, прекращают закачку пара в поверхностные нагнетательные скважины за период времени, достаточный для конденсации пара в прогретых участках пласта к моменту начала бурения пологонаклонных добывающих и парораспределительных скважин, после конденсации пара проводят дегазацию пласта через поверхностные нагнетательные скважины, после бурения парораспределительных скважин их эксплуатируют как добывающие до прорыва пара, контролируют температуру жидкости на устьях добывающих скважин, изменяют расходы закачки пара в поверхностные нагнетательные скважины и выравнивают температуры добываемой жидкости по добывающим скважинам.

При предварительном прогреве участков пласта поверхностные нагнетательные скважины эксплуатируют в режиме пароциклической обработки и вытеснения нефти с периодическим переводом скважин в добывающие и в нагнетательные.

Признаками изобретения являются:

1. проводка горной выработки в продуктивном нефтяном пласте или ниже него;

2. бурение поверхностных нагнетательных скважин вблизи границы участка разрабатываемого месторождения;

3. бурение пологонаклонных парораспределительных скважин, забои которых ориентируют в кровлю нефтяного пласта, пересекают поверхностные нагнетательные скважины или проходят в зоне их влияния с образованием единой нагнетательной системы для закачки пара в нефтяной пласт;

4. бурение пологонаклонных добывающих скважин из горной выработки в промежутках между пологонаклонными парораспределительными скважинами;

5. закачка пара через поверхностные нагнетательные скважины;

6. отбор нефти через пологонаклонные добывающие скважины;

7. после бурения парораспределительных скважин их эксплуатация как добывающих до прорыва пара;

8. бурение поверхностных нагнетательных скважин с опережением по сравнению со строительством прочих частей промысла;

9. одновременно со строительством прочих частей промысла закачка пара в поверхностные нагнетательные скважины для предварительного прогрева участков пласта, удаленных от горных выработок и формирования движения теплового фронта в пласте от границы участка к горным выработкам;

10. эксплуатация поверхностных нагнетательных скважин в режиме пароциклической обработки и вытеснения нефти с периодическим переводом скважин в добывающие и в нагнетательные;

11. прекращение закачки пара в поверхностные нагнетательные скважины за период времени, достаточный для конденсации пара в предварительно прогретых участках пласта к моменту начала бурения пологонакпонных добывающих и парораспределительных скважин;

12. после конденсации пара проведение дегазации пласта через поверхностные нагнетательные скважины;

13. контроль температуры жидкости на устьях добывающих и парораспределительных скважин;

14. изменение расходов закачки пара в поверхностные нагнетательные скважины и выравнивание температуры добываемой жидкости по добывающим скважинам, при изменении расходов закачки пара парораспределительные скважины, по которым отсутствует прорыв пара в горные выработки, переводят в добывающие.

Признаки 1-6 являются общими с прототипом, признаки 7-9, 11-14 являются существенными отличительными признаками изобретения, признак 10 является частным признаком изобретения.

Сущность изобретения

При термошахтной разработке месторождения высоковязкой нефти темп разработки в начальный период невысок. В предложенном способе решается задача повышения темпа разработки нефтяного месторождения. Задача решается следующим образом.

На месторождении выделяют участок разработки. По границам участка бурят поверхностные нагнетательные скважины с опережением по сравнению со строительством прочих частей промысла. Одновременно со строительством прочих частей промысла производят закачку пара в поверхностные нагнетательные скважины для предварительного прогрева участков пласта, удаленных от горных выработок, и формирования движения теплового фронта в пласте от границы участка к горным выработкам, что способствует сохранению температурного режима в горных выработках в допустимых пределах в течение всего срока разработки участка. При этом возможна эксплуатация поверхностных нагнетательных скважин в режиме пароциклической обработки и вытеснения нефти с периодическим переводом скважин в добывающие и в нагнетательные. Таким образом, отбирают нефть в циклическом режиме. В течение этого времени ведут проводку горной выработки в продуктивном нефтяном пласте, главным образом по подошве продуктивного пласта или ниже него. После проводки горной выработки прекращают закачку пара в поверхностные нагнетательные скважины. Определяют период времени, достаточный для конденсации пара в предварительно прогретых участках пласта. Проводят технологическую выдержку в течение этого периода так, чтобы к началу бурения пологонаклонных добывающих и парораспределительных скважин исключить возможность прорыва пара в горную выработку. Через поверхностные нагнетательные скважины проводят дегазацию пласта. Из горной выработки бурят пологонаклонные парораспределительные скважины, забои которых ориентируют в кровлю нефтяного пласта, пересекают поверхностные нагнетательные скважины или проходят в зоне их влияния с образованием единой нагнетательной системы для закачки пара в нефтяной пласт. Из горной выработки в промежутке между пологонаклонными парораспределительными скважинами бурят пологонаклонные добывающие скважины. В зависимости от горной выработки добывающие и парораспределительные скважины в пласте могут иметь преимущественно параллельное или преимущественно радиальное расположение.

Закачивают пар через поверхностные нагнетательные скважины. Отбирают нефть через пологонаклонные добывающие скважины, пробуренные из горной выработки. Отбирают нефть через пологонаклонные парораспределительные скважины до прорыва пара, после чего их переводят в парораспределительные. Контролируют температуру жидкости на устьях добывающих и парораспределительных скважин, изменяют расходы закачки пара в поверхностные нагнетательные скважины и выравнивают температуры добываемой жидкости по добывающим скважинам, при этом парораспределительные скважины, по которым отсутствует прорыв пара в горные выработки, переводят в добывающие.

На фиг.1, 3 изображены участки разрабатываемого месторождения до окончания обустройства подземной части в период предварительного прогрева и дегазации пласта для случаев параллельного и радиального расположения добывающих скважин. На фиг.2, 4 изображены те же участки после окончания строительства подземной части. На фиг.5 показан разрез участков по А-А.

На участке месторождения высоковязкой нефти или природного битума 1, предназначенного для термошахтной разработки по подземно-поверхностной системе, согласно проекту разработки в опережающем плане бурят поверхностные нагнетательные скважины 2. Одновременно со строительством прочих частей промысла производят закачку пара в поверхностные нагнетательные скважины 2 для предварительного прогрева удаленных от горных выработок участков пласта и формирования движения теплового фронта в пласте от границы участка к горным выработкам. Поверхностные нагнетательные скважины 2 эксплуатируют в режиме пароциклической обработки и вытеснения нефти с периодическим переводом скважин в добывающие и в нагнетательные. Таким образом, отбирают нефть в циклическом режиме. В результате закачки пара удаленная от строящихся горных выработок 3 разрабатываемого участка 1 часть пласта 4 предварительно прогревается и при этом формируется движение теплового фронта в пласте от границы участка к горным выработкам, что способствует сохранению теплового режима в горных выработках в течение всего срока разработки участка. В период эксплуатации поверхностных нагнетательных скважин происходит дегазация пласта, что повышает безопасность подземных работ.

После проводки горной выработки 3 прекращают закачку пара в поверхностные нагнетательные скважины 2. Определяют период времени, достаточный для конденсации пара в предварительно прогретых участках пласта 4. Проводят технологическую выдержку в течение этого периода так, чтобы к началу бурения пологонаклонных добывающих 5 и пологонаклонных парораспределительных скважин 6 исключить возможность прорыва пара в горную выработку 3. После конденсации пара в прогретых участках пласта поверхностные нагнетательные скважины открывают для продолжения дегазации пласта. Из горной выработки 3 бурят пологовосстающие парораспределительные скважины 6, забои которых ориентируют в кровлю нефтяного пласта, пересекают поверхностные нагнетательные скважины 2 или проходят в зоне их влияния с образованием единой нагнетательной системы для закачки пара в нефтяной пласт. Из горной выработки 3 в промежутке между пологонаклонными парораспределительными скважинами 6 бурят пологонаклонные добывающие скважины 5. Закачивают пар через поверхностные нагнетательные скважины 2. Отбирают нефть через пологонаклонные добывающие скважины 5. Добытая нефть самотеком течет по уклону горной выработки 3, в конце которой собирается и откачивается по нефтепроводу на поверхность или на подземный центральный пункт сбора нефти. До момента прорыва пара в пологонаклонные парораспределительные скважины 6 их эксплуатируют как добывающие скважины. По пологонаклонным добывающим 5 и парораспределительным 6 скважинам производят контроль температуры добываемой жидкости. Для выравнивания температуры добываемой жидкости по пологонаклонным добывающим скважинам 6 производят изменение закачки пара по поверхностным нагнетательным скважинам 2, при этом пологонаклонные парораспределительные скважины 6, по которым отсутствует прорыв пара в горные выработки 3, переводят в добывающие скважины.

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/м ³.

Вдоль границы участка месторождения 1 бурят поверхностные нагнетательные скважины 2 с шагом 50 м между скважинами. Одновременно со строительством прочих частей промысла производят закачку пара с температурой 180°С и расходом 5-10 т/сут под давлением 1,6 МПа в поверхностные нагнетательные скважины 2 для предварительного прогрева участков пласта удаленных от горных выработок и формирования движения теплового фронта в пласте от границы участка 1 к горным выработкам 3. Температура прогрева удаленных участков пласта от горных выработок 3 может значительно превышать 100°С, что приведет к образованию паровой зоны в пласте. Поверхностные нагнетательные скважины 2 эксплуатируют в режиме пароциклической обработки и вытеснения нефти с периодическим переводом скважин в добывающие и в нагнетательные. Таким образом, отбирают нефть в циклическом режиме. В результате закачки пара, удаленная от строящихся горных выработок 3 разрабатываемого участка 1 часть пласта 4 предварительно прогревается и происходит формирование движения теплового фронта в пласте от границы участка к горным выработкам. Происходит частичная дегазация пласта.

После проводки горной выработки 3 прекращают закачку пара в поверхностные нагнетательные скважины 2. Определяют период времени, достаточный для конденсации пара в пласте 4. В среднем этот период равен 45 сут. Проводят технологическую выдержку в течение этого периода. Из горной выработки 3 бурят пологонаклонные парораспределительные скважины 6 длиной 250-300 м, забои которых ориентируют в кровлю нефтяного пласта, пересекают поверхностные нагнетательные скважины 2 или проходят в зоне их влияния с образованием единой нагнетательной системы для закачки пара в нефтяной пласт. Из горной выработки 3 в промежутках между пологонаклонными парораспределительными скважинами 6 бурят пологонаклонные добывающие скважины 5 длиной 250-300 м. Добывающие скважины 5 могут быть преимущественно параллельными парораспределительным в случае параллельного расположения парораспределительных скважин 6, или иметь преимущественно радиальное расположение в случае радиального расположения парораспределительных скважин 6. Расстояние между забоями парораспределительных скважин 6 и добывающих скважин 5 составляет 25 м. После бурения парораспределительных скважин их эксплуатируют как добывающие до прорыва пара. Затем их закрывают и используют как парораспределительные. Закачивают пар с расходом 200 т/сут и давлением до 1,6 МПа в рабочем режиме через поверхностные нагнетательные скважины 2. Отбирают нефть через пологонаклонные добывающие скважины 5. Добытая нефть из скважин 5, 6 сливается в нефтесборные канавки, сооруженные в горных выработках и далее самотеком течет по уклону горной выработки 3, в конце которой собирается и откачивается по нефтепроводу на поверхность или подземный центральный пункт сбора нефти. Контролируют температуру жидкости на устьях добывающих 5 и парораспределительных 6 скважин следующим образом. Пусть из пяти добывающих скважин 5 на устье первой скважины температура жидкости равна 95°С, на второй - 26°С, остальных - 70-75°С. Прекращают закачку пара в поверхностную нагнетательную скважину, снабжающую теплом первую добывающую скважину. При этом автоматически увеличивается расход пара в другие паронагнетательные скважины и температура добываемой жидкости в других добывающих скважинах увеличивается. При снижении температуры добываемой жидкости в первой добывающей скважине вновь восстанавливают закачку пара в соответствующую паронагнетательную скважину. При достижении температуры добываемой жидкости в другой добывающей скважине 95°С операции повторяют аналогичным образом. При изменении закачки пара по поверхностным нагнетательным скважинам происходит прекращение прорыва пара в часть парораспределительных скважин и их переводят в добывающие до момента прорыва пара. Изменением расхода закачки пара в поверхностные нагнетательные скважины выравнивают температуры добываемой жидкости по добывающим скважинам.

В результате применения предложенного способа по сравнению с прототипом удается сократить срок разработки участка месторождения с 8 до 6 лет. Применение предложенного способа позволит повысить темп разработки нефтяного месторождения.