СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ Российский патент 1998 года по МПК E21B43/24 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки месторождений высоковязкой нефти с использованием тепла.

Известен шахтный способ разработки нефтяного месторождения путем закачки теплоносителя в нефтяной пласт через нагнетательные скважины, пробуренные из надпластовых горных выработок и отбора нефти через пологовосходящие скважины, пробуренные из горной выработки (галереи) нефтяного пласта [1]. Недостатком данного способа является необходимость осуществлять проходку густой сети горных выработок и скважин в пустых породах выше нефтяного пласта и низкая скорость прогрева продуктивного пласта.

Известен способ и устройство для добычи высоковязкой нефти [2], включающий закачку теплоносителя в нагнетательные скважины, пробуренные с поверхности и из горной выработки, отбор нефти через радиально расположенные добывающие скважины, пробуренные из горной выработки. Недостатком этого способа, взятом в качестве прототипа, является то, что закачка пара производится из горной выработки через радиально расположенные скважины. Это приводит к неравномерному прогреву пласта, а также к значительному выделению тепла в горные выработки, что ведет к нарушению санитарно-гигиенических норм и большим затратам по нормализации теплового режима в горных выработках с работающим персоналом.

Задачей изобретения является увеличение темпа отбора нефти и повышение нефтеотдачи из разрабатываемого месторождения высоковязкой нефти за счет увеличения параметров закачиваемых в пласт теплоносителей и вытесняющих агентов.

Другой задачей является снижение удельного расхода тепла на единицу добываемой нефти.

Еще одной задачей изобретения является нормализация теплового режима в горных выработках и улучшение санитарно-гигиенических условий труда в шахте при минимальных затратах на вентиляцию.

Поставленная задача решается тем, что в способе разработки месторождения высоковязкой нефти, включающем закачку теплоносителя в нагнетательные скважины, пробуренные с поверхности, отбор нефти через добывающие скважины, пробуренные из горной выработки (галереи), пройденной в продуктивном нефтяном пласте или ниже него, добывающие скважины бурят пологонаклонными и располагают их рядами, а нагнетательные скважины бурят вблизи границы участка разрабатываемого месторождения между рядами добавляющих скважин, в промежутке между которыми и параллельно им бурят пологовосстающие скважины, забои которых 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.

Поставленная задача также решается тем, что закачку теплоносителя ведут циклически в разные группы скважин.

Поставленная задача решается тем, что на поздней стадии разработки циклическую закачку теплоносителя ведут попеременно, сменяя пар на попутно добываемую воду.

Отличительные признаки изобретения следующие:
- горную выработку (галерею) проходят в продуктивном пласте или ниже него, добывающие скважины бурят пологонаклонными и располагают их рядами, а нагнетательные скважины бурят с поверхности вблизи границы участка разрабатываемого месторождения между рядами добывающих скважин, в промежутке между которыми и параллельно им бурят пологовосстающие скважины, забои ориентированы в кровлю нефтяного пласта, пересекают нагнетательные скважины или проходят в зоне их влияния и образуют единую систему для закачки теплоносителя в нефтяной пласт;
- закачку теплоносителя ведут циклически в разные группы скважин;
- на поздней стадии разработки циклическую закачку теплоносителя ведут попеременно, сменяя пар на попутно добываемую воду.

Вышеприведенные отличительные признаки в совокупности с известными позволяют решить задачу, поставленную изобретением, и считать, что заявленная совокупность считается "новой".

Заявленные отличительные признаки изобретения являются неочевидными для среднего специалиста в данной области. В связи с этим заявленное изобретение имеет "изобретательский уровень".

Изобретение "промышленно применимо", так как имеющееся отечественное оборудование и разработанная технология не представляют технических трудностей для его использования.

На фиг. 1 изображен участок разрабатываемого месторождения в плане; на фиг. 2 - тот же участок с горными выработками и скважинами, разрез А-А фиг. 1.

На участке нефтяного месторождения (фиг.1, 2) высоковязкой нефти, подлежащем разработке, сооружают не менее двух вертикальных шахтных стволов 1 (подъемный и вентиляционный, фиг. 1), обеспечивающих доступ к нефтяному пласту 2, проходку и вентиляцию горных выработок (галерей) 3, которые сооружают в подошве пласта 2 или ниже него (вблизи водонефтяного контакта - ВНК).

Вместе с тем вблизи границы 4 участка бурят с поверхности ряд нагнетательных скважин 5 до средней части пласта 2.

Из горной выработки (галереи) 3 бурят пологонаклонные добывающие скважины 6 под углом 1-5^o до границы участка 4.

Скважины 6 (фиг. 1) располагают параллельными рядами в два яруса или более в зависимости от толщины пласта 2. Скважины 6 должны быть максимально удалены от нагнетательных скважин 5. В промежутке между рядами скважин 6 бурят из галереи 3 скважины 7, забои которых ориентированны в кровлю нефтяного пласта 2 и пересекают нагнетательные скважины 5 или проходят в зоне их влияния. Скважины 7 образуют верхний ярус пологовосстающих скважин, которые, пересекаясь с призабойной зоной скважины 5, образуют единую нагнетательную систему для закачки теплоносителя или вытесняющих агентов в нефтяной пласт 2.

Все нагнетательные вертикальные скважины 5 с поверхности и верхний ярус пологовосстающих скважин 7, пробуренные из галереи 3, обустраиваются для закачки пара и нагнетания воды или других вытесняющих агентов, а добывающие скважины 6 для отбора жидкости.

Эксплуатация подготовленного к разработке участка месторождения осуществляется следующим образом.

Вначале закачку пара во все вертикальные скважины 5 от котельной или парогенераторной установки (ПГУ) с давлением не ниже 0,5 МПа на забое. После обработки призабойных зон нефтяного пласта 2 начинают отбор нефти через добывающие скважины 6 и части, например, половины всех скважин 7. При прорыве пара в добывающие скважины 6 их закрывают, а закачку пара переносят в другую группу скважин 5.

На следующей стадии разработки в нагнетательные скважины 5 закачивают попутно добываемую горячую воду, что способствует продвижению тепловой оторочки как по площади, так и по толщине пласта 2, а также обеспечивает снижение удельного расхода пара на единицу добываемой нефти.

Предлагаемый способ значительно повышает темпы отбора нефти, так как появляется возможность закачки пара от границ разрабатываемого участка, т.е. тепловой фронт с большими параметрами пара распространяется от забоев пологовосстающих скважин 7 к их устьям. При этом прорывы пара в галерею через эти скважины исключены, так как их устья заполнены жидкостью.

Прогрев пласта 2 осуществляют от кровли до подошвы, что соответствует гравитационному режиму разработки. При этом можно закачивать пар высоких параметров, обеспечивая высокие уровни добычи нефти, максимальную нефтедобычу пласта и минимальные потери тепла в рудничную атмосферу.

Пример. Заявленный способ может быть реализован на Ярегском месторождении высоковязкой нефти, где вязкость нефти в пластовых условиях составляет 15-20 тыс. мПа•с (тыс. сП). Нефтяной пласт залегает на глубине 180-200 м от поверхности.

Создают совокупность горных выработок - подъемный и вентиляционный стволы 1 с околоствольными дворами и камерами технологического назначения (на фиг.1 камеры не показаны).

Стволы проводят ниже нефтяного пласта на 20 м, создавая зумпфы для сбора жидкости (нефть, вода). Расстояние между стволами на первоначально разрабатываемом участке 600 м и более. Стволы соединяют горной выработкой (галереей 3), которую проводят в подошве нефтяного пласта или ниже него (в пределах ВНК).

Галерею 3 сооружают сечением не менее 10 м² в свету, что необходимо для размещения в ней бурового станка (например, ПБС-2Т), Из галереи 3 в разные стороны бурят параллельными рядами добывающие скважины 6 под углом к горизонту 1-5^o длиной 350 м (возможности станка ПБС-2Т). В каждом ряду по две скважины располагают в 2 яруса. Скважины обсаживаются по возможности перфорированной колонной (не показано) с цементацией затрубного пространства на глубину до 50 м от устья скважины.

Между рядами добывающих скважин 6 бурят третий ярус скважин 7 параллельно скважинам 6.

С поверхности бурят ряд вертикальных скважин 5 на расстоянии 250-270 м с каждой стороны от галереи, т.е. вблизи границы разрабатываемого участка.

Скважины 5 (в плане на фиг. 1) должны размещаться между рядами добывающих скважин 6.

Забои скважин 7 ориентируют в кровлю нефтяного пласта 2 и пересекают вертикальные (нагнетательные) скважины 5 или проводят в зоне влияния их забоев.

Пар от котельной или ПГУ (парогенераторной установки) закачивают в вертикальные (нагнетательные) скважины 5 с поверхности с давлением не ниже 0,5 МПа. Паровая зона распространяется от забоев вертикальных (нагнетательных) скважин, т.е. от границ разрабатываемого участка, по системе верхнего яруса пологовосстающих скважин 7 к устьям добывающих скважин 6.

После прорыва пара в добывающую скважину 6 последнюю закрывают на устье. Затем ведут закачку в отдельные группы нагнетательных скважин 5, у которых нет гидродинамической связи с добывающими скважинами 6.

На поздней стадии разработки месторождения в нагнетательные скважины 5 с поверхности закачивают попутно добываемую воду. Добываемая жидкость (нефть + вода), изливаясь из добывающих скважин в галерею, транспортируется по специальной дренажной канавке или трубопроводу в сборные емкости у ствола. После предварительной подготовки нефти с отделением ее от песка и воды последнюю откачивают на поверхность для последующей подготовки и транспортировки на НПЗ (нефтеперерабатывающий завод).

Все месторождение (шахтное поле) отрабатывают одновременно или последовательно отдельными участками, выполняющими, как было отмечено выше, совокупность горных выработок, подземных камер и скважин разного назначения.

Изобретение в сравнении с прототипом позволяет увеличить темп отбора нефти и повышает нефтеотдачу, позволяет снизить удельный расход тепла на единицу добываемой нефти, а также нормализовать тепловой режим в горных выработках.

По способу разработки 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 пологовосстающие 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. 2 з.п.ф-лы, 2 ил.

1. Способ разработки месторождения высоковязкой нефти, включающий закачку теплоносителя в нагнетательные скважины, пробуренные с поверхности, отбор нефти через добывающие скважины, пробуренные из горной выработки, пройденной в продуктивном нефтяном пласте, отличающийся тем, что горную выработку проходят в продуктивном пласте или ниже него, добывающие скважины бурят пологонаклонными и располагают их рядами, а нагнетательные скважины бурят вблизи границы участка разрабатываемого месторождения между рядами добывающих скважин, в промежутке между которыми и параллельно им бурят пологовосстающие скважины, забои которых 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. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачку теплоносителя ведут циклически в разные группы скважин. 3. Способ по п.2, отличающийся тем, что на поздней стадии разработки циклическую закачку теплоносителя ведут попеременно, сменяя пар на попутно добываемую воду.