Способ шахтной разработки нефтяной залежи

Способ шахтной разработки нефтяной залежи

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

ОП ИСАНИЕ

Союз Советских

Социалистических

Республик >929 1

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (61) Дополнительное к авт. свид-ву— (22) Заявлено 16.03.78 (21) 2587791/22-03 с присоединением заявки №вЂ” (23) Приоритет— (51) М.К .

Е 21 В 43/24

Гееуддрстеенный комитет

СССР

Опубликовано 23.05.82. Бюллетень № 19

Дата опубликования описания 28.05.82 (53) УДК 622.276..55 {088.8 ) ло делам лзооретеннй н открытий (72) Авторы изобретения

-1

В. П. Табаков и Б. П. Корнев т .

Ф (Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт (71) Заявитель (54) СПОСОБ ШАХТНОЯ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЛ ЗАЛЕЖИ

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений, а именно к способу термошахтной добычи нефти, и может быть использовано в нефтяной промышленности.

Наиболее эффективно настоящее изобретение может быть использовано при разработке месторождений с высоковязкими нефтями и подвижными (текучими) битумами. о

В настоящее время такие месторождения не могут быть эффективно разработаны обычным способом, при котором добыча нефти осуществляется скважинами, пробуренными с поверхнеетями земли, достигаемая нефтеотдача мала.

Известен способ термошахтной добычи нефти, при котором из буровых камер, расположенных выше нефтеносного пласта, бурят вертикальные и наклонные нагнетательные и эксплуатационные скважины. Через нагнетательные скважины в нефтеносный пласт подают теплоноситель, который вытесняет нефть к забоям эксплуатационных скважин. С забоев эксплуатационных скважин нефть поднимают в буровые камеры эрлифтным способом 11) .

Недостатком способа является невысокая эффективность процесса термошахтной добычи нефти в связи с низким охватом пласта процессом вытеснения.

Известен также способ шахтной разработки нефтяной залежи, заключающийся в вытеснении нефти из пласта путем циклической подачи в пласт пара через нагнетательные скважины и циклического отбора нефти эксплуатационными скважинами (2).

Недостатком известного способа является низкая нефтеотдача пласта, связанная с неполным охватом его вытеснением при прорыве пара в эксплуатационные скважины.

Цель изобретения — повышение нефтеотдачи пласта, за счет увеличения охвата его вытеснением при прорыве пара в эксплуатационные скважины.

Достигается поставленная цель, тем, что отбор нефти осуществляют до выравнивания параметров пара (степени сухости и удельного объема) в эксплуатационных и нагнетательных скважинах.

929819

Сущность способа заключается в следующем.

Закачка пара в пласт сопровождается постепенным .повышением степени сухости и удельного объема пара в пористой среде.

Изменение степени сухости и удельного объема пара происходит следующим образом. Степень сухости влажного пара есть относительное содержание паровой фазы в двухфазной системе, состоящей из насыщенного пара и находящейся с ним в равновесии жидкости

Х= YY+ Y, где Y — масса жидкой фазы;

Y — масса паровой фазы.

Удельный объем влажного пара

V= (1 — x)ч +xv", 20 где Ч,,Ч - удельные объемы насыщенного пара и находящейся с ним в равновесе жидкости.

Состояние равновесия влажного пара определяется двумя параметрами, в качестве которых может быть выбрана любая пара переменных: давление Р, температура Т, удельный объем V, степень сухости Х, кроме давления и температуры, которые не являются независимыми.

При постоянных давлениях P и темпера- Зо туре Т происходит постепенная конденсацйя пара (уменьшается паровая фаза — и увеличивается жидкая фаза Ч"), т. е. уменьшается объем единицы веса рабочего тела.

Постепенное повышение степени сухости (Х) и удельного объема пара V происходит по З5 сравнению с параметрами Х,V пара, которые были в пористой среде в нефтеносном пласте в зоне эксплуатационной скважины в момент прорыва пара в эксплуатационную скважину. В этот момент параметры пара в 4о указанном месте оказываются существенно сниженными по сравнению с участками пласта в зоне нагнетательных скважин, поскольку процесс вытеснения нефти сопровождается интенсивным теплообменом при относительно малых скоростях перемещения. Максимального значения эти параметры достигнут тогда, когда состояние пара в эксплуатационных скважинах окажется таким же как в нагнетательных. Последующее прекращение отбора нефти или подачи лара, приводящие к конденсации его в пористой среде, вызовет тем большее увеличение притока нефти к зоне конденсации пара, чем большее значение имели параметры пара до начала его конденсации.

Достижение в эксплуатационных скважинах параметров пара, равных или близких к параметрам пара в нагнетательных скважинах становится возможным в связи с тем, что при термошахтной разработке нефтеносные пласты разбуривают плотной сеткой скважин с расстояниями между ними около 10 — 25 м. Более того, представляется возможность бурить пологонаклонные и горизонтальные нагнетательные или эксплуатационные скважины непосредственно в нефтеносном пласте. Степень вскры тия пласта существенно повышается.

Первоначально пар вытесняет нефть в пласте из высокопроницаемых зон, каналов, каверн и трещин. При конденсации пара в пласте создаются дополнительные перепады давления, способствующие вытеснению нефти из более платных, менее проницаемых участков нефтеносного пласта или блоков . породы в указанные каналы, каверны и трещины. При этом теплоноситель за счет фазового перехода интенсивно отдает тепло. породе пласта, понижая вязкость содержащейся в ней нефти или поддерживая достигнутую при предварительном разогреве нефтеносного пласта текучесть нефти. За счет перепада давления между нагнетательными и эксплуатационными скважинами нефть вытесняют в эксплуатационные скважины, а при конденсации следующих порций пара охватываются вытеснением все новые участки нефтеносного пласта, что приводит к повышению нефтеотдачи. Особенно эффективно процесс вытеснения протекает тогда, когда параметры состояния пара перед конденсацией близки к начальным. После прорыва пара в эксплуатационные скважины добыча нефти из них естественно снижается.

Тем не менее производят отбор нефти с паром с тем конденсатом, который уже образовался в пласте в ходе вытеснения нефти, т. е. осуществляют продувку пласта, повышая параметры состояния выходящего пара

ХиЧ.

При продувке теряется определенное количество пара, но поскольку расстояния между нагнетательной и эксплуатационной скважинами при термической разработке небольшие (10 — 20 м), процесс восстановления параметров состояния пара Х, V происходит очень быстро (несколько минут) .

В некоторых случаях возможно, что повышение параметров состояния выходящего пара будет осуществляться без вытеснения нефти. Тепловые потери при этом в силу отмеченного выше положения будут незначительными.

Способ осуществляется следующим образом.

Создают совокупность подземных горных выработок, которая включает в себя подъемный и вентиляционный шахтные стволы, околоствольные выработки, штреки и рабочие галереи.

Из указанных рабочих галерей бурят нагнетательные и эксплуатационные скважи929819

При последующих циклах отбора нефти линии тока (трассы движения) пара расширяются, в результате чего увеличивается ох55 ны.. Нагнетательные и эксплуатационные скважины могут быть пробурены из одних и тех же рабочих галерей. Существо способа не изменяется, если нагнетание пара и отбор нефти будут осуществляться из различных рабочих галерей, расположенных на различных уровнях. Например, когда закачку пара производят из горных выработок, расположенных выше эксплуатационной галереи. Эксплуатационную галерею размещают в нефтеносном пласте (как правило в средней или нижней частях пласта) или ниже er0.×åðåç нагнетательные скважины в нефтеносный пласт циклически закачивают пар для равномерного распределения его по всему объему пласта и вытеснения нефти в эксплуатационные скважины к рабочей галерее.

Из эксплуатационных скважин разделенных на группы производят циклический отбор нефти в рабочую галерею. Нефть вытесняют из пласта паром до тех пор, пока не произойдет прорыв пара в эксплуатацион- ные скважины. После этого эксплуатационные скважины не закрывают, как в известных способах, а осуществляют прокачку пара в пласте, удаляя из него конденсат, образовавшийся в ходе вытеснения нефти, 25 и повышая параметры состояния выходящего пара, прежде всего степень сухости пара и удельный объем.

Когда параметры пара в эксплуатационных скважинах окажутся такими же, как и в нагнетательных, эксплуатационные сква- 30 жины закрывают.

3а счет потерь тепла через кровлю и подошву нефтеносного пласта и уноса тепла с добываемой жидкостью происходит изменение параметров пара, пар конденсируется.

В зоне конденсации снижается давление, З освобождается объем и нефть из окружающих зон притекает в зону конденсации. При конденсации пара в крупных порах, а также в кавернах и трещинах за счет дополнительных местных перепадов давления создаются 4О благоприятные условия для притока нефти из мелких пор нефтеносного пласта и его участков с ухудшенной проницаемостью.

Благодаря тому, что конденсируется пар с предварительно повышенными состояниями параметров происходит интесивный при- 45 ток нефти из отдельных участков, что увеличивает охват пласта вытеснением.

После полной конденсации пара и выравнивания давления в пласте осуществляют очередной цикл отбора нефти. Нефть потоком теплоносителя уносится в эксплуатационные скважины, в первую очередь, из зон повышенной проницаемости, каверн и трещин, куда она поступила из зон ухудшенной проницаемости. ват вытеснением и возрастает эффект от перекачки пара. Нефть из эксплуатационных скважин поступает в рабочие галереи откуда ее по закрытой системе сбора подают на поверхность, предварительно отделив ее от горячей воды, которая используется на технологические нужды. Циклы закачки пара в пласт и отбора из них не одинаковы. 3акачка пара в пласт более продолжительна.

После создания совокупности подземных горных выработок, рабочих галерей и бурения нагнетательных и эксплуатационных скважин способ осуществляют реализацией следующих операций.

Через нагнетательные скважины в нефтеносный пласт под давлением от 1 до 20 кгс/см2 закачивают теплоноситель с интервалами времени от 10 до 30 суток с остановками такой же продолжительности.

Для данного случая интервал времени закачки пара 15 суток, время остановки 15 суток, давление нагнетания 3 кг/см . Все нагнетательные скважины разделяют на две группы, закачку пара в каждую из которых осуществляют поочередно с указанными выше интервалами времени закачки пара и остановки нагнетательных скважин.

Осуществляют отбор жидкости (нефти и воды) из эксплуатационных скважин.

После промыва пара в эксплуатационные скважины осуществляют прокачку пара в пласте до тех пор, пока параметры пара (степень сухости и удельный объем) в эксплуатационных скважинах не станут равными или близкими к параметрам пара в нагнетательных скважинах, для чего на эксплуатационных скважинах устанавливают регуляторы отбора, позволяющие закрывать эксплуатационные скважины по достижении указанных параметров.

Циклы закачки в пласт теплоносителя и отбора нефти из различных групп эксплуатационных скважин повторяют до экономически целесообразной выработки запасов нефти с разрабатываемого участка.

Цикл отбора нефти из эксплуатационных скважин состоит из времени работы скважины и времени ее остановки. Время работы эксплуатационных скважин уже в первый цикл определяется пуском их в работу и остановкой после выравнивания параметров пара в эксплуатационной и нагнетательной скважинах.

Для оценки эффективностк предлагаемого способа термошахтной добычи нефти проведем его сопоставление с известным способом. В обоих случаях закачивается пар одинаковых параметров степень сухости 0,2; давление нагнетание 3 кгс/см . В известном способе эксплуатационные скважины отключаются при степени сухости пара 0,1 в предлагаемом способе при 0,2.

По диаграмме состояния пара для

3 кгс/см при степени сухости 0,1 удельный

929819

Удельный объем

Коэффици- Коэффициент ох- ент вытесКоэффициент нефтеотдачи

Степень

Разность удельного объема рабочего тела, и/кг

Давление нагнетасухости пара вата пара, м/кг нения ния, кгс/см2

0,70 0,44

0,1 0,06 0.059 0,63

0,2 0,12 0,119 0,69 0,71 0,49

Формула изобретения

Составитель А. Звездина

Редактор Г. Ус Техред А. Бойкас Корректор О. Билак

Заказ 3394140

Тираж 624 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, Ж вЂ” 35, Раушская наб., д. 4/5

Филиал П11П «Патент», г. Ужгород, ул. Проектная, 4 объем пара равен 0,06 мз/кг, при степени сухости 0,2 — 0,12 м /кг.

В обоих случаях при полной конденсации 1 кг пара занимаемый конденсатом объем равен 0 001 мз. При степени сухости пара 0,2 разность удельных объемов равна

0,119 м/кг, при степени сухости пара равна 0,059 м /кг.

Таким образом, применение способа в описанных условиях дает увеличение нефтеотдачи на 5%. Предлагаемый способ может быть использован для . добычи подвижных (текучих) битумов.

Расход пара в предлагаемом способе выше, но выше и достигаемая нефтеотдача. В рассмотренном примере показано, что применение предлагаемого способа дает увеличение нефтеотдачи на 5%. Расход же 30 пара выше, но не на много. Расчеты за один и тот же срок (5 лет) показывают, что удельные расходы пара, т. е. количество пара на добычу одной тонны нефти, в обоих случаях одинаковы и составляют 2,5 т/т.

Способ шахтной разработки нефтяной залежи, заключающийся в вытеснении нефти

Разность удельных объемов при степени сухости 0,1 и 0,2 равна 0,06. Коэффициент охвата пласта вытеснением в этом случае повышается от 0,63 до 0,69. Коэффициент вытеснения соответственно составит 0,70 и

0,71, а достигаемая нефтеотдача 0,630,7=

0,44 и 0,710,69 = 0,49.

Расчет представлен в таблице 1. из пласта путем циклической подачи в пласт пара через нагнетательные скважины и циклического отбора нефти эксплуатационными скважинами, отличающийся тем, что, с целью повышения нефтеотдачи пласта за счет увеличения охвата его вытеснением при прорыве пара в эксплуатационные скважины, отбор нефти осуществляют до выравнивания параметров пара (степени сухости и удельного объема) в эксплуатационных и нагнетательных скважинах.

Источники информации, принятые во внимание при экспертизе

1. Мишаков В. Н. и др. Опыт применения тепловых методов при шахтной разработке месторождений высоковязких нефтей.

«Нефтяное хозяйство», № 10, 1974, с. 31 — 35.

2, Авторское свидетельство СССР № 468529, кл. Е 21 В 43/24, 13.03.72.