Способ термошахтной разработки месторождений высоковязкой нефти с горными выработками и устройство для его осуществления

Способ термошахтной разработки месторождений высоковязкой нефти с горными выработками и устройство для его осуществления

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение для термошахтной разработки месторождений высоковязкой нефти с горными выработками, пройденными методом микротоннелирования.

Известен способ шахтной разработки месторождения высоковязкой нефти, включающий проходку горных выработок, бурение поверхностных нагнетательных скважин 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.

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 (Патент РФ №2267604, кл. Е21В 43/24, опубл. 10.01.2016 г.). Данное изобретение взято за прототип для предлагаемых технических решений.

Недостатком вышеприведенного способа являются: проходка большого количества протяженных горных выработок и большие расходы на их поддержание, возможность прорыва пара в подземные скважины при наличии прямой гидродинамической связи между поверхностной нагнетательной скважиной и подземными скважинами и поступление пара в горные выработки с повышением температуры выше допускаемых по требованиям безопасности значений и, как следствие, необходимость вывода обслуживающего персонала из горной выработки, излив нефти в открытые водосборные канавки, сопровождающийся повышением температуры воздуха в горных выработках выше допустимой и ухудшающий условия обслуживания подземных скважин, отсутствие возможности измерять дебит скважин и принимать решение о целесообразности продолжения эксплуатации или о ремонте скважины.

Задачей создания группы изобретений является устранение недостатков вышеуказанного прототипа.

Поставленная задача решается с помощью признаков, указанных в п. 1 формулы изобретения, общих с прототипами, таких как способ термошахтной разработки месторождений высоковязкой нефти с горными выработками, включающий бурение поверхностных нагнетательных и подземных добывающих и парораспределительных скважин, использование для контроля температуры подземных скважин оптических датчиков, передачу информации от датчиков по оптическому кабелю в компьютер, в котором производят обработку полученной информации, передачу управляющих команд из компьютера на управляющие устройства поверхностных нагнетательных скважин, выполнение закачки пара в поверхностные нагнетательные скважины и прекращение закачки пара при повышении температуры в подземных добывающих скважинах, и отличительных существенных признаков, таких как методом микротоннелирования ведут проходку двух параллельных разного диаметра горных выработок - микротоннелей, при этом каждый микротоннель выполняют состоящим из входного наклонного участка, начинающегося с поверхности, горизонтального участка и выходного наклонного участка, выходящего на поверхность, микротоннель большего диаметра является сервисным для размещения технологического оборудования и элементов системы автоматического управления обслуживания подземных скважин, а второй микротоннель меньшего диаметра является нефтесборным для сбора нефтесодержащей жидкости и размещения паропровода подачи пара к подземным парораспределительным скважинам, в котором в точке перехода от горизонтального участка к наклонному выходному участку оборудуют зумпф для сбора нефтесодержащей жидкости, которую откачивают на поверхность по нефтепроводу, проложенному в выходном наклонном участке, при этом парораспределительные и добывающие скважины бурят из ниш, которые пройдены перпендикулярно продольной оси горизонтального участка сервисного микротоннеля над нефтесборным микротоннелем и соединяют с малым микротоннелем вертикальной скважиной с герметичным люком, причем внутренний объем ниш отделяют от сервисного микротоннеля герметичным шлюзом.

Поставленная задача решается с помощью признаков, указанных в п. 2 формулы изобретения, таких как устройство термошахтной разработки месторождений высоковязкой нефти для осуществления способа по п. 1, характеризующееся тем, что содержит два микротоннеля: сервисного, выполненного из железобетонных труб, оснащенных окнами для проходки ниш, закрытых съемными крышками с возможностью их демонтажа из внутреннего пространства микротоннеля, и нефтесборного микротоннеля, выполненного из железобетонных труб, оснащенных в верхней части фланцем крепления герметичного люка скважины для доступа из ниши, закрытого защитной заглушкой с внешними узлами крепления, при этом сервисный микротоннель снабжен воздуховодом подачи сжатого воздуха, предназначенного для создания избыточного давления воздуха в нишах со стороны устьев скважин и охлаждения воздуха при проведении работ в нишах, у нефтесборного микротоннеля в точке перехода от горизонтального участка к наклонному выходному участку оборудован зумпф для сбора нефтесодержащей жидкости, которая откачивается на поверхность по нефтепроводу, проложенному в выходном наклонном участке, а парораспределительные и добывающие скважины выполнены из ниш, которые пройдены перпендикулярно продольной оси горизонтального участка сервисного микротоннеля над нефтесборным микротоннелем и соединены с малым микротоннелем вертикальной скважиной с герметичным люком, при этом внутренний объем ниш отделен от сервисного микротоннеля герметичным шлюзом, на устьях подземных парораспределительных и добывающих скважин установлена оснащенная накопительными емкостями и запорной арматурой с дистанционным приводом система трубопроводов, выведенная в нефтесборный микротоннель, при этом накопительные емкости оборудованы датчиками температуры и сигнализаторами уровня нефтесодержащей жидкости системы автоматического управления.

Совокупность существенных признаков как по способу, так и по устройству позволяет получить следующий технический результат: снизить затраты на строительство и содержание горных выработок, организовать измерение дебита скважин для определения необходимости проведения работ по обслуживанию или консервации скважин, исключить возможность прорыва пара и нагретой нефтесодержащей жидкости в горные выработки, обеспечив безопасные условия работы обслуживающего персонала.

Предлагаемые изобретения иллюстрируются чертежами, на которых изображены: на Фиг. 1 - схема расположения микротоннелей при обустройстве месторождения для добычи нефти указанным способом; на Фиг. 2 - размещение оборудования подземных скважин в нише сервисного микротоннеля; на Фиг. 3 - размещение оборудования в нише у зумпфа нефтесборного микротоннеля; на Фиг. 4 - устройство железобетонных труб сервисного и нефтесборного микротоннеля для реализации предложенного способа.

Предлагаемый способ осуществляют в следующей последовательности.

На выделенном участке осуществляют проходку сервисного микротоннеля 1 с диаметром не менее 3500 мм и нефтесборного микротоннеля 2 с диаметром не менее 1500 мм (Фиг. 1). Микротоннели 1 и 2 представляют собой горные выработки, пройденные способом микротоннелирования, предусматривающим продавливание колонны 3 и 4 железобетонных труб 5 и 6 за механизированным щитом, при этом траектория проходки микротоннеля 1 и 2 включает начинающийся с поверхности входной наклонный участок 7 и 8, горизонтальный участок 9 и 10, выходящий на поверхность выходной наклонный участок 11 и 12. Горизонтальный участок 10 нефтесборного микротоннеля 2 проходят с незначительным уклоном в сторону выходного наклонного участка 12 для обеспечения стока добываемой нефтесодержащей жидкости. Железобетонные трубы 5 собираются в колонну 3 таким образом, чтобы на наклонных участках 7 и 11 были установлены трубы 5 без окон 13, а на горизонтальном участке 9 были установлены железобетонные трубы 5 с окнами 13 и заглушками 14 (Фиг. 4). В колонну 4 железобетонные трубы 6 собираются таким образом, чтобы на наклонных участках 8 и 12 были установлены трубы 6 без фланцев 15 крепления люка 16 с заглушками 17, а на горизонтальном участке 10 были установлены железобетонные трубы 6 с фланцами 15 крепления люка 16 и заглушками 17 (Фиг. 2, 4). Количество и расположение железобетонных труб 5 и 6 задается проектом.

По окончании проходки микротоннелей 1 и 2 на устье выходного наклонного участка 11 сервисного микротоннеля 1 устанавливается вентиляторная установка 18, на устье выходного наклонного участка 12 устанавливается система отвода нефтяных газов 19 с вытяжным вентилятором 20. После запуска в работу вентиляторной установки 18 и системы отвода нефтяных газов 19 в сервисном микротоннеле 1 на всю его длину монтируется монорельсовая дорога 21, трубопровод подачи сжатого воздуха 22 для бурового оборудования и дополнительной вентиляции, пожарный трубопровод 23, кабели электропитания 24 (Фиг. 3). Затем в горизонтальном участке 9 демонтируются заглушки 14 с окон 13 на железобетонных трубах 5. Из открытых окон 13 выполняется проходка ниш 25, проходящих над нефтесборным микротоннелем 2 перпендикулярно продольной оси сервисного микротоннеля 1, ниши 25 крепятся железобетонной теплоизолированной крепью 26 (Фиг. 2).

Из ниши 27, проходимой аналогично нише 25 и расположенной в непосредственной близости к переходу горизонтального участка 10 нефтесборного микротоннеля 2 на выходной наклонный участок 12, выполняется проходка и обустройство зумпфа 28 для сбора нефтесодержащей жидкости, в зумпфе 28 устанавливается насос 29 для откачки нефтесодержащей жидкости на поверхность, в выходном наклонном участке 12 микротоннеля 2 выполняется монтаж трубопровода откачки нефтесодержащей жидкости 30 на поверхность. На входе в нишу 27 со стороны сервисного микротоннеля 1 устанавливается герметичный шлюз 31, выполняется прокладка патрубка дополнительной вентиляции 32 от трубопровода подачи сжатого воздуха 22 во внутреннее пространство ниши 27(Фиг. 3).

В нишах 25 проходят вниз вертикальные скважины 33 до нефтесборного микротоннеля 2, на железобетонных трубах 6 демонтируются заглушки 17, на освободившиеся фланцы 15 устанавливается люк 16. После чего во входном наклонном участке 9 и горизонтальном участке 10 нефтесборного микротоннеля 2 монтируется паропровод 34 подачи пара к подземным парораспределительным скважинам, паропровод 34 оснащается патрубками 35, выходящими через люки 16 в ниши 25.

В нишах 25 бурятся подземные парораспределительные скважины 36 и подземные добывающие скважины 37. На устья подземных парораспределительных скважин 36 устанавливается запорно-регулирующее устройство 38 с дистанционным приводом 39, к запорно-регулирующему устройству 38 подсоединяется патрубок 35 подачи пара. На устья подземных добывающих скважин 37 устанавливается накопительная емкость 40, оснащенная сигнализаторами уровня 41 и оптическим датчиком температуры 42 нефтесодержащей жидкости, а также запорная арматура 43 с дистанционным приводом 44 и проходящий через люки 16 патрубок 45 слива нефтесодержащей жидкости из накопительной емкости 42 в нефтесборный микротоннель 2 (Фиг. 2).

На входе в ниши 25 со стороны сервисного микротоннеля 1 устанавливаются герметичные шлюзы 31, выполняется прокладка патрубков дополнительной вентиляции 32 от трубопровода подачи сжатого воздуха 22 во внутреннее пространство ниши 25, со стороны сервисного микротоннеля 1 в нишах 25 устанавливается блок управления и контроля 46 системы автоматического управления, а также дистанционные приводы 39 и 44 на удлиненные валы запорно-регулирующего устройства 38 и запорной арматуры 43. Выполняется прокладка оптоволоконного кабеля 47 канала передачи информации к управляющему компьютеру 48 поверхностного диспетчерского пункта.

На устье входного наклонного участка 8 нефтесборного микротоннеля 2 устанавливается герметичная перемычка 49.

С поверхности бурятся поверхностные нагнетательные скважины 50 по определенной проектом сетке, которые оборудуются управляющими устройствами 51 по регулированию закачки пара и узлами учета 52.

По окончании подготовительных работ и проверки работоспособности установленного оборудования шлюзы 31 закрываются, микротоннели 1 и 2 переводятся в режим безлюдной эксплуатации и начинается закачка перегретого водяного пара в подземные парораспределительные скважины 36 и поверхностные нагнетательные скважины 50.

Поступающий пар прогревает массив, под термическим воздействием пара вязкость нефти снижается, и она вместе с конденсатом поступает в подземные добывающие скважины 37, скапливаясь в накопительных емкостях 40. При достижении установленного верхнего уровня срабатывает сигнализатор 41, компьютер 48 выдает команду на открытие запорной арматуры 43, и нефтесодержащая жидкость сливается по патрубку 45 в нефтесборный микротоннель 2. После понижения уровня в накопительной емкости 40 срабатывает сигнализатор 41, компьютер 48 выдает команду на закрытие запорной арматуры 43 и слив нефтесодержащей жидкости прекращается. Собранная нефтесодержащая жидкость откачивается из нефтесборного микротоннеля 2 по трубопроводу 30 на поверхность.

Подача пара в поверхностные нагнетательные скважины 50 и подземные парораспределительные скважины 36 регулируется по показаниям датчиков температуры 42, она прекращается при превышении установленного значения и возобновляется после снижения температуры накопленной жидкости до установленного значения. При этом объемы, время и параметры закачивания пара в поверхностные нагнетательные скважины 50 и подземные парораспределительные скважины 36 задаются компьютером 48.

При необходимости проведения работ в нишах 25 предварительно увеличивают подачу воздуха по трубопроводу подачи сжатого воздуха 22 через патрубок 32 во внутренний объем ниши 25, после снижения температуры и удаления паров открывается шлюз 31 и выполняются необходимые работы.

Использование описанного выше способа и устройства для его реализации позволяет снизить затраты на строительство и содержание горных выработок, исключить поступление пара в горные выработки и слив нефти в открытые канавки, нормализовать температурный режим в горных выработках, контролировать дебит скважин и принимать решение о целесообразности продолжения эксплуатации или о ремонте скважины.

Из описания и практического применения настоящих изобретений специалистам будут очевидны и другие частные формы их выполнения. Данное описание и примеры рассматриваются как материал, иллюстрирующий изобретения, сущность которых и объем патентных притязаний определены в нижеследующей формуле изобретения, совокупностью существенных признаков и их эквивалентами.

1. Способ термошахтной разработки месторождений высоковязкой нефти с горными выработками, включающий бурение поверхностных нагнетательных и подземных добывающих и парораспределительных скважин, использование для контроля температуры подземных скважин оптических датчиков, передачу информации от датчиков по оптическому кабелю в компьютер, в котором производят обработку полученной информации, передачу управляющих команд из компьютера на управляющие устройства поверхностных нагнетательных скважин, выполнение закачки пара в поверхностные нагнетательные скважины и прекращение закачки пара при повышении температуры в подземных добывающих скважинах, отличающийся тем, что методом микротоннелирования ведут проходку двух параллельных разного диаметра горных выработок - микротоннелей, при этом каждый микротоннель выполняют состоящим из входного наклонного участка, начинающегося с поверхности, горизонтального участка и выходного наклонного участка, выходящего на поверхность, микротоннель большего диаметра является сервисным для размещения технологического оборудования и элементов системы автоматического управления обслуживания подземных скважин, а второй микротоннель меньшего диаметра является нефтесборным для сбора нефтесодержащей жидкости и размещения паропровода подачи пара к подземным парораспределительным скважинам, в котором в точке перехода от горизонтального участка к наклонному выходному участку оборудуют зумпф для сбора нефтесодержащей жидкости, которую откачивают на поверхность по нефтепроводу, проложенному в выходном наклонном участке, при этом парораспределительные и добывающие скважины бурят из ниш, которые пройдены перпендикулярно продольной оси горизонтального участка сервисного микротоннеля над нефтесборным микротоннелем и соединяют с малым микротоннелем вертикальной скважиной с герметичным люком, причем внутренний объем ниш отделяют от сервисного микротоннеля герметичным шлюзом.

2. Устройство термошахтной разработки месторождений высоковязкой нефти для осуществления способа по п. 1, характеризующееся тем, что содержит два микротоннеля, сервисного, выполненного из железобетонных труб, оснащенных окнами для проходки ниш, закрытых съемными крышками с возможностью их демонтажа из внутреннего пространства микротоннеля, и нефтесборного микротоннеля, выполненного из железобетонных труб, оснащенных в верхней части фланцем крепления герметичного люка скважины для доступа из ниши, закрытого защитной заглушкой с внешними узлами крепления, при этом сервисный микротоннель снабжен воздуховодом подачи сжатого воздуха, предназначенного для создания избыточного давления воздуха в нишах со стороны устьев скважин и охлаждения воздуха при проведении работ в нишах, у нефтесборного микротоннеля в точке перехода от горизонтального участка к наклонному выходному участку оборудован зумпф для сбора нефтесодержащей жидкости, которая откачивается на поверхность по нефтепроводу, проложенному в выходном наклонном участке, а парораспределительные и добывающие скважины выполнены из ниш, которые пройдены перпендикулярно продольной оси горизонтального участка сервисного микротоннеля над нефтесборным микротоннелем и соединены с малым микротоннелем вертикальной скважиной с герметичным люком, при этом внутренний объем ниш отделен от сервисного микротоннеля герметичным шлюзом, на устьях подземных парораспределительных и добывающих скважин установлена оснащенная накопительными емкостями и запорной арматурой с дистанционным приводом система трубопроводов, выведенная в нефтесборный микротоннель, при этом накопительные емкости оборудованы датчиками температуры и сигнализаторами уровня нефтесодержащей жидкости системы автоматического управления.