способ шахтной разработки нефтяного месторождения

Формула изобретения

Способ шахтной разработки нефтяного месторождения, включающий проводку в продуктивном пласте подземной добывающей галереи, бурение поверхностных добывающих скважин, бурение из добывающей галереи подземных пологовосстающих и горизонтальных скважин по продуктивному пласту и отбор жидкости из подземных скважин, отличающийся тем, что по трассе проводки добывающей галереи с поверхности бурят добывающие скважины до подошвы продуктивного пласта в опережающем порядке по сравнению со строительством других частей промысла, через поверхностные добывающие скважины предварительно дегазируют пласт по трассе проводки добывающей галереи, добывающие галереи проводят в вертикальной плоскости в виде ломаной линии по подошве продуктивного пласта, места понижений добывающей галереи совмещают с местами забоев поверхностных добывающих скважин, в местах понижений сооружают зумпфы для сбора добываемой жидкости, поверхностные добывающие скважины оборудуют насосным оборудованием для откачки жидкости из зумпфов, при этом амплитуду траектории добывающих галерей выполняют не больше высоты выработки, а уклон добывающих галерей по участкам ломаной линии для осуществления естественного водоотлива в шахте выдерживают в допустимых пределах.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к шахтным способам разработки нефтяных месторождений.

Известен 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).

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

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является подземно-поверхностный способ разработки месторождения высоковязкой нефти, согласно которому в продуктивном пласте или ниже него проходят горную выработку. Из горной выработки бурят пологовосстающие парораспределительные и добывающие скважины. С поверхности бурят вертикальные нагнетательные скважины. В них закачивают теплоноситель. В качестве теплоносителя используют пар. Пар распределяют по пласту через пологовосстающие парораспределительные скважины. Их бурят из горной выработки параллельно добывающим скважинам. Забои парораспределительных скважин ориентированы в кровлю нефтяного пласта. Они пересекают нагнетательные скважины или проходят в зоне их влияния. Дополнительные добывающие скважины ориентированы ниже забоя вертикальных нагнетательных скважин. 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 (Патент РФ №2199657, кл. Е 21 В 43/24, опубл. 27.02.2003. - прототип).

Известный способ обеспечивает ускорение вывода разрабатываемого участка на проектный уровень добычи нефти и сокращение срока разработки месторождения.

Недостатком способа является то, что каждая горная выработка для осуществления естественного водоотлива имеет уклон до 5 на 1000 м горной выработки. Устье горной выработки находится на подошве продуктивного пласта. При большой длине горных выработок ее забой может подняться над уровнем подошвы пласта на значительную высоту и даже выйти в кровлю пласта. Основным режимом шахтной разработки является гравитационное дренирование пласта. Поэтому нефть из части пласта под горной выработкой практически оказывается вне разработки и безвозвратно теряется. Нефтеотдача снижается.

Задачей настоящего изобретения является повышение нефтеотдачи залежи.

Задача решается тем, что в способе шахтной разработки нефтяного месторождения, включающем проводку в продуктивном пласте подземной добывающей галереи, бурение поверхностных добывающих скважин, бурение из добывающей галереи подземных пологовосстающих и/или горизонтальных скважин по продуктивному пласту и отбор жидкости из подземных скважин, отличающийся тем, что по трассе проводки добывающей галереи с поверхности бурят добывающие скважины до подошвы продуктивного пласта в опережающем порядке по сравнению со строительством других частей промысла, через поверхностные добывающие скважины предварительно дегазируют пласт по трассе проводки добывающей галереи, добывающую галерею проводят в вертикальной плоскости в виде ломаной линии по подошве продуктивного пласта, места понижений добывающей галереи совмещают с местами забоев поверхностных добывающих скважин, в местах понижений сооружают зумпфы для сбора добываемой жидкости, поверхностные добывающие скважины оборудуют насосным оборудованием для откачки жидкости из зумпфов, при этом амплитуду траектории добывающих галерей выполняют не большей высоты выработки, а уклон добывающих галерей по участкам ломаной линии для осуществления естественного водоотлива в шахте выдерживают в допустимых пределах.

Признаками изобретения являются:

1. проводка в продуктивном пласте подземной добывающей галереи;

2. бурение поверхностных добывающих скважин;

3. бурение из добывающей галереи подземных пологовосстающих и/или горизонтальных скважин по продуктивному пласту;

4. отбор жидкости из подземных скважин;

5. по трассе проводки добывающей галереи с поверхности бурение добывающих скважин до подошвы продуктивного пласта в опережающем порядке по сравнению со строительством других частей промысла;

6. через поверхностные добывающие скважины предварительная дегазация пласта по трассе проводки добывающей галереи;

7. проведение добывающей галереи в вертикальной плоскости в виде ломаной линии по подошве продуктивного пласта;

8. совмещение мест понижений добывающей галереи с местами забоев поверхностных добывающих скважин;

9. в местах понижений сооружение зумпфов для сбора добываемой жидкости;

10. оборудование поверхностных добывающих скважин насосным оборудованием для откачки жидкости из зумпфов;

11. выполнение амплитуды траектории добывающих галерей не больше высоты выработки;

12. уклон добывающих галерей по участкам ломаной линии для осуществления естественного водоотлива в шахте в допустимых пределах.

Признаки 1-4 являются общими с прототипом, признаки 5-12 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

При шахтной разработке нефтяного месторождения основным режимом разработки является режим гравитационного дренирования пласта. Однако в случае значительного подъема уровня добывающей галереи над уровнем подошвы продуктивного пласта только за счет гравитационного режима сложно обеспечить дренирование пласта ниже уровня галереи. Часть извлекаемых запасов остается захороненной в продуктивном пласте. В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи нефтяного месторождения. Задача решается следующим образом.

При шахтной разработке нефтяного месторождения с поверхности бурят до подошвы продуктивного пласта добывающие скважины в опережающем порядке по сравнению со строительством других частей промысла. Через поверхностные добывающие скважины предварительно дегазируют пласт по трассе проводки добывающей галереи.

Добывающую галерею в вертикальной плоскости сооружают в виде ломаной линии по подошве продуктивного пласта. Места понижений добывающей галереи совмещают с местами забоев вертикальных добывающих скважин, там же сооружают зумпфы для сбора добываемой жидкости. Амплитуду траектории добывающих галерей выполняют не большей высоты выработки. Уклон добывающей галереи по участкам ломаной линии выдерживают не более нормативной величины 0,005, но обеспечивающим пропуск добываемой жидкости по нефтесборным канавкам, проложенным в добывающей галерее.

Из добывающей галереи бурят пологовосстающие и/или горизонтальные подземные скважины. Жидкость из продуктивного пласта стекает из подземных скважин в нефтесборные канавки, проложенные в добывающей галерее, по которым транспортируется в зумпфы, откуда ее откачивают через поверхностные добывающие скважины на поверхность и направляют в трубопровод транспортировки нефти.

На фиг.1 изображен участок разрабатываемого месторождения. На фиг.2 изображен этот же участок по разрезу А-А. На фиг.3 разрез по Б-Б.

На участке нефтяного месторождения 1, предназначенного для шахтной разработки, по подошве 2 нефтенасыщенной части пласта 3 проводят длинную добывающую галерею 4. Для того чтобы добывающая галерея 4 не поднялась на значительную высоту над уровнем подошвы пласта 2 или не вышла в кровлю 5 пласта 3, траекторию добывающей галереи 4 в вертикальной плоскости выполняют в виде ломаной линии. В местах понижения сооружают зумпфы 6 для сбора жидкости. Образуемый уклон в добывающей галереи 4 между участками ломаной линии выполняют не более 0,005, но достаточным для осуществления естественного водоотлива в шахте по нефтесборным канавкам, проложенным в добывающей галерее. Из добывающей галереи 4 нефтяной пласт 3 разбуривают подземными пологовосстающими и/или горизонтальными скважинами 10, которые обеспечивают добычу нефти. Из подземных скважин 10 добываемая жидкость вытекает в нефтесборную канавку 11, по которой транспортируется до зумпфа 6. Для откачки добываемой жидкости из зумпфов 6 с поверхности бурят поверхностные добывающие скважины 7, забои которых размещают в зумпфах 6. Поверхностные добывающие скважины 7 бурятся в опережающем порядке по сравнению с проходкой добывающей галереи 4 для дегазации пласта 3 по трассе проводки горной выработки 4. Поверхностные добывающие скважины 7 оснащают насосным оборудованием для откачки жидкости. Для уменьшения количества поверхностных добывающих скважин 7 сдвоенные горные выработки 4 соединяют сбойками 8, которые закладывают для недопущения изменения направления вентиляционной струи воздуха, но внизу них делают канавку, по которой добываемая жидкость из выработки, где нет зумпфа, поступает в выработку, в которой он имеется. Откачиваемая жидкость через поверхностные добывающие скважины 7 поступает в трубопровод транспортировки нефти 9.

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.

При отработке участка месторождения 1 шахтным способом по панельной системе по подошве 2 нефтяного пласта 3 проводят главную добывающую галерею 4, от которой проводят панельные выработки, нарезающие разрабатываемый участок месторождения на панели. Протяженность главной добывающей галереи 4 достигает 5000 м. Для осуществления естественного водоотлива уклон главной добывающей галереи 4 равен 0,005, что принято при термошахтной разработке Ярегского месторождения. Следовательно, высота подъема забоя выработки над подошвой пласта может составить 25 м, что приведет к снижению эффективности разработки месторождения на гравитационном режиме, который является основным при шахтной и термошахтной разработке. Поэтому главная добывающая галерея 4 проводится по подошве пласта 2 в виде ломаной линии в вертикальной плоскости. Длина подземных скважин 10 при бурении станком ПБС-2Т составляет 250 м, поэтому расстояние между панелями равно 500 м. Зумпфы 6 для сбора жидкости располагают на главной добывающей галерее 4 в местах сочленения ее с панельными выработками. Длина участка ломаной линии траектории главной добывающей галереи составляет 250 м. Соответственно максимальный подъем над уровнем подошвы составляет 1,25 м, что ниже высоты выработки 4, которая равна 2,5 м. Этим обеспечивается транспорт жидкости к устью главной выработки в случае невозможности ее откачки через поверхностные вертикальные скважины по каким-либо причинам.

При разработке участка нефтяного месторождения с поверхности бурят добывающие скважины 7 в опережающем порядке по сравнению с другими частями промысла до подошвы продуктивного пласта. Через поверхностные добывающие скважины 7 предварительно дегазируют пласт по трассе проводки главной добывающей галереи 4. Места понижений траектории главной добывающей выработки 4 совмещают с местами забоев поверхностных добывающих скважин 7. В местах понижений сооружают зумпфы 6.

С поверхности бурят нагнетательные скважины (на фиг. не показаны) до середины продуктивного пласта 3. Из главной добывающей галереи 4 и панельных горных выработок (на фиг. не показаны) бурят пологовосстающие парораспределительные скважины (на фиг. не показаны) с забоями, ориентированными в кровлю 5 продуктивного пласта 3 и пересекающими нагнетательные скважины или проходящими в зоне их влияния. Из главной добывающей галереи и панельных горных выработок бурят добывающие скважины 10, ориентированные ниже забоя поверхностных нагнетательных скважин.

Закачку пара проводят в поверхностные нагнетательные скважины и распределяют пар по пласту через пологовосстающие парораспределительные скважины. Жидкость из продуктивного пласта стекает из добывающих скважин 10 в нефтесборные канавки 11 и транспортируется по ним в зумпфы 6, откуда ее откачивают через поверхностные добывающие скважины 7 на поверхность и направляют в трубопровод транспортировки нефти 9.

За счет обеспечения проводки добывающих галерей по подошве продуктивного пласта вовлекаются в разработку приподошвенные зоны, ранее находившиеся под высоко проходящей горной выработкой. Это позволяет в полной мере использовать гравитационный режим при шахтной разработке месторождения при соблюдении всех требуемых правил шахтного строительства. За счет применения способа нефтеотдача возрастает на 15% по сравнению с решением по прототипу.

Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу нефтяного месторождения.