Термошахтный способ разработки высоковязкой нефти

Термошахтный способ разработки высоковязкой нефти

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения нефти, обладающей аномально высокой вязкостью.

Известен способ разработки месторождения путем прогрева отрабатываемой площади теплоносителем, включающий закачку теплоносителя в нагнетательные скважины, пробуренные с поверхности или горных выработок, и отбор нефти через добывающие горизонтальные и пологонаклонные скважины, пробуренные из горной выработки, пройденной в продуктивном нефтяном пласту или ниже его, отличающийся тем, что теплоноситель закачивают через скважины, пробуренные с поверхности в призабойную зону верхнего яруса пологовостающих скважин, пробуренных из горной выработки нефтяного пласта (RU 97103294, опубл 10.12.1998 г.).

Недостатком известного способа является слабый прогрев нижней части нефтяного пласта, снижение коэффициента от центра к периферии разрабатываемого участка и высокие теплопотери в кровле нефтяного пласта.

Известен способ обработки углеводородосодержащих пластов с использованием неравномерно расположенных источников тепла (RU 2477368, опубл. 13.10.2008 г.).

Недостатком известного способа является отсутствие распределения тепла по толщине пласта, добыча за счет гидродинамического давления, бурение добывающих скважин в пустых породах.

Известен способ разработки нефтяного пласта, обеспечивающий повышение эффективности разработки месторождения путем увеличения темпов прогрева залежи и отбора из нее нефти за счет регулирования режимов закачки пара и отбора нефти с учетом применения термодинамического состояния пласта. Способ отличается тем, что в период закачки пара в нагнетательные скважины, при снижении их приемистости, периодически отбирают жидкость из добывающих скважин до восстановления приемистости нагнетательных скважин. После требуемого повышения температуры пласта относительно текущей закачку пара прекращают и начинают непрерывный отбор нефти (RU 2012107192, Е21В 43/24, опубл. 10.09.2013).

Недостатком известного способа является цикличность закачки-добычи, менее выраженное парораспределение в разрабатываемом нефтяном пласту.

Известен комбинированный способ термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти, включающий закачку теплоносителя через вертикальные нагнетательные скважины, пробуренные с поверхности вблизи границы участка разрабатываемого месторождения, прогрев пласта через пробуренные из галереи, расположенной в продуктивном нефтяном пласту или ниже него, парораспределительные скважины, находящиеся в зоне влияния нагнетательных скважин или пересекающие их, и отбор жидкости через добывающие скважины, пробуренные из галереи к границе участка, отличающийся тем, что дополнительно бурят из галереи восходящие нагнетательные и добывающие скважины в различных вертикальных плоскостях в надгалерейной зоне, ограниченной вертикальными нагнетательными скважинами, кровлей пласта и соответственно верхними парораспределительными скважинами или верхними добывающими скважинами, направленными к границе участка, бурят с поверхности в галерею пароподающую скважину и соединяют ее с подземными нагнетательными скважинами, дополнительно осуществляют закачку в них теплоносителя через пароподающую скважину, а отбор жидкости ведут одновременно из всех добывающих скважин (RU 2425211, опубл. 13.01.2010).

Недостатком известного способа является слабое взаимодействие между парами добывающих и парораспределительных скважин, меньшая площадь разрабатываемого участка.

Наиболее близким способом к заявленному является подземно-поверхностный способ разработки месторождения высоковязкой нефти, включающий закачку теплоносителя в нефтяной пласт через поверхностные нагнетательные скважины, распределение пара посредством парораспределительных скважин, отбор пластовой жидкости через пологовосходящие добывающие скважины (RU 2199657, опубл. 27.02.2003).

Недостатком известного способа является слабый прогрев нижней части пласта, перевод дополнительных добывающих скважин, расположенных в нижней части продуктивного пласта, в парораспределительные без добычи флюидов, состоящих из нефти и сконденсированного пара.

Технический результат заключается в создании термошахтного способа разработки высоковязкой нефти с высоким процентом извлечения за счет равномерного объемного распространения тепловых полей, начиная с нижней части продуктивного нефтяного пласта.

Технический результат достигается за счет того, что при осуществлении термошахтного способа разработки высоковязкой нефти, включающего подачу пара в нефтяной пласт через поверхностные нагнетательные скважины и распределение пара посредством двухустьевых добывающих скважин, согласно формуле изобретения буровые галереи в нефтяном пласту прокладывают в нижней части продуктивного нефтяного пласта по панельной схеме, в центральной части разрабатываемого участка бурения добывающие скважины выполняют перпендикулярно друг другу с образованием плотной сетки, обсаженной теплоизолированными колоннами.

Подачу пара осуществляют циклически, регулирование подачи пара выполняют в зависимости от приемистости нагнетательной скважины и давления на устьях добывающих скважин. При этом добычу нефти ведут после снижения давления пара и попеременно с разных сторон скважин.

Прокладывание буровых галерей в нефтяном пласту в нижней части продуктивного нефтяного пласта по панельной схеме позволяет выполнить бурение двухустьевых скважин для равнозначного охвата разрабатываемого участка.

В центральной части разрабатываемого участка бурения добывающие скважины выполняют перпендикулярно друг другу с образованием плотной сетки, что позволяет получить наибольшую дренирующую поверхность при едином источнике тепла на участок разработки, то есть обеспечить высокую степень влияния теплоносителя на поверхность нагрева и равномерность объемного прогрева нефтяного пласта.

Теплоизолированные колонны предназначены для предотвращения прорывов пара при заполнении паром добывающих скважин.

Необходимо подачу пара осуществлять циклически, регулирование подачи пара проводить в зависимости от приемистости нагнетательной скважины и давления на устьях добычных скважин, что обеспечивает оптимальный режим работы, так как такой режим уменьшит выделение тепла в выработки и повысит кпд теплоносителя.

Предварительно в нагнетательную скважину устанавливают датчики расхода (расходомеры) и давления, а на добывающую - датчики температуры и давления. Регулирование осуществляют исходя из показаний датчиков давления на нагнетательной и добывающих скважинах.

Добычу нефти попеременно с разных сторон скважин осуществляют с целью достижения равномерности добычи и недопущения снижения приемистости скважин, т.к. скважина как правило наклонена в разные стороны.

Основное преимущество данной системы заключается в осуществлении эффективного подвода и распределения тепловой энергии внутри нефтяного пласта, способствующих более равномерному распространению тепловых полей с отработкой нижней части продуктивного пласта. Добыча нефти осуществляется за счет вертикальной фильтрации равномерно распределенным тепловым полем, что обеспечивает высокий процент извлечения нефти до 75%.

Изобретение проиллюстрировано следующими чертежами.

На фиг. 1 представлен добычной комплекс, предназначенный для реализации заявляемого способа.

На фиг. 2 показана схема выработки буровых галерей (вид сверху), на фиг.3 - схема выработки буровых галерей (в разрезе), на фиг. 4 представлена схема отработки нескольких участков выработок,

где1 - воздухоподающие и вентиляционные стволы;

2 - сеть капитальных горных выработок;

3 - сеть промежуточных выработок;

4 - наклонные горные выработки;

5 - буровые галереи;

6 - нефтяной пласт;

7 - пологовосстающие добывающие скважины;

8 - периферийные пологовосстающие скважины;

9 - теплоизолированные колонны;

10 - нагнетательные скважины;

11 - котельная или парогенератор;

12 - вентиляционные двери.

Добычной комплекс для осуществления заявляемого способа строят следующим образом.

Вначале над нефтяным пластом 6 с поверхности строят вертикальные воздухоподающий и вентиляционный стволы 1. Далее выполняют сеть капитальных горных выработок 2, промежуточных выработок 3 к наклонным горным выработкам 4. Перед проходкой наклонных горных выработок 4, т.е. уклона и ходка, строят систему, состоящую из лебедочной и подземной распределительной подстанций (не показаны). После проходки горных выработок 4 в нижней части продуктивного нефтяного пласта 6 выполняют буровые галереи 5 по панельной схеме, т.е. из буровой галереи 5 по плотной сетке бурят пологовосстающие добывающие двухустьевые скважины 7 и периферийные пологовосстающие скважины 8, при этом добывающие двухустьевые скважины 7 выполняют перпендикулярно друг другу с образованием плотной сетки.

Скважины 7 обсаживают теплоизолированными колоннами 9 для предотвращения прорывов пара. Пар подается по нагнетательным скважинам 10 вырабатываемой котельной или парогенератором 11 (фиг. 2).

Для вентиляции применяются перегородки с вентиляторами местного проветривания (не показаны) либо вентиляционные двери 12.

Можно объединять несколько участков в зависимости от месторождения для разработки смежных участков с целью повышения показателей систем разработки (фиг. 4).

Термошахтный способ разработки высоковязкой нефти осуществляется следующим образом.

Пологовосстающие добывающие скважины 7 ведут добычу нефти постоянно до начала прорыва пара в горные выработки 2 при дренаже нефти после прогрева нефтяного пласта 6 паром нагнетательной скважиной 10. При этом сигналом для осуществления добычи служит сигнал от расходомера нагнетательной скважины 10 и от датчика давления добывающей двухустьевой скважины 7 о снижении приемистости нагнетательной скважины 10, что свидетельствует о заполнении добывающих двухустьевых скважин 7 и возможности безопасной добычи нефти.

Подачу пара осуществляют циклически для обеспечения возможности ведения добычи нефти добывающими скважинами 7. При этом регулирование подачи пара выполняют в зависимости от приемистости нагнетательной скважины 10 и величины давления на устьях добывающих скважин 7. После снижения приемистости скважины 10 осуществляют перекрытие скважины 10 запорной арматурой (не показана). После чего происходит снижение давления и температуры на устьях скважин 7 до заданных величин, что фиксируется соответствующими датчиками.

Добычу нефти ведут попеременно с разных сторон скважин 7 исходя из показаний датчиков.

Таким образом, предлагаемый термошахтный способ разработки высоковязкой нефти позволяет осуществлять эффективный подвод и распределение тепловой энергии внутри нефтяного пласта и повысить процент извлечения нефти до 75%.

Термошахтный способ разработки высоковязкой нефти, включающий подачу пара в нефтяной пласт через поверхностные нагнетательные скважины и распределение пара посредством двухустьевых добывающих скважин, отличающийся тем, что буровые галереи в нефтяном пласту прокладывают в нижней части продуктивного нефтяного пласта по панельной схеме, в центральной части разрабатываемого участка бурения добывающие скважины выполняют перпендикулярно друг другу с образованием плотной сетки, обсаженной теплоизолированными колоннами, подачу пара осуществляют циклически, регулирование подачи пара выполняют в зависимости от приемистости нагнетательной скважины и давления на устьях добывающих скважин, при этом добычу нефти ведут после снижения давления пара и попеременно с разных сторон скважин.