Способ шахтной разработки месторождения высоковязкой нефти и устройство закрытой системы сбора нефти для его осуществления Российский патент 2018 года по МПК E21B43/24 E21C41/24 

Предлагаемое изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождений высоковязкой нефти.

Известен способ шахтной разработки месторождения высоковязкой нефти, включающий проходку горных выработок, бурение поверхностных нагнетательных, подземных добывающих и парораспределительных скважин, оснащение подземных скважин датчиками температуры, закачку пара в поверхностные паронагнетательные скважины, прекращение закачки пара при повышении температуры и отбор нефти из подземных скважин. Оснащение датчиками контроля температуры производят 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 начинают или прекращают подачу пара в соответствующие нагнетательные скважины для обеспечения равномерности прогрева нефтяного пласта и интенсификации добычи нефти (Патент РФ №2267604, кл. E21B 43/24, опубл. 2006.01.10 г.). Данное решение взято за прототип для предлагаемого способа.

Недостатком вышеприведенного способа являются: возможность прорыва пара в подземные скважины при наличии прямой гидродинамической связи между поверхностной нагнетательной скважиной и подземными скважинами, что приводит к поступлению пара в горные выработки до момента его полной конденсации на данном участке пласта с повышением температуры в горных выработках, необходимости прекращения подачи пара в поверхностные нагнетательные скважины и, как следствие, снижению темпа отбора нефти на участке; 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.

Из патентной литературы известно устройство термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти, включающее подземные горные выработки, подземные парораспределительные и добывающие скважины, поверхностные нагнетательные скважины с управляющими устройствами по регулированию закачки пара, оборудованные на устье каждой подземной скважины запорным устройством с возможностью автоматического перекрытия скважины в момент прорыва пара и открытия скважины при конденсации пара; при этом в качестве запорного устройства используют поплавковый клапан (см. патент РФ №100553, МПК Е21В 43/24, опубл. 20.12.10 г.). Данное решение взято в качестве прототипа предлагаемого устройства.

Недостатком данного устройства являются невозможность полного предотвращения прорыва пара в горные выработки, отсутствие возможности накапливать достаточный объем нефти в скважине в связи с высокой частотой срабатывания поплавкового клапана, вызванной малым рабочим объемом устройства, приводящим к парожидкостному режиму работы скважины, а также излив нефти в открытые водосборные канавки, сопровождающийся повышением температуры воздуха в горных выработках выше допустимых значений и ухудшающий условия обслуживания подземных скважин, и отсутствие возможности измерения дебита скважин и принятия решений о целесообразности продолжения эксплуатации или о ремонте скважины.

Задачей создания изобретения является устранение недостатков вышеуказанных способа и устройства.

Поставленная задача решается с помощью признаков, указанных в п. 1 формулы изобретения, общих с прототипами, таких как способ шахтной разработки месторождения высоковязкой нефти, включающий проходку горных выработок, бурение поверхностных нагнетательных и подземных добывающих скважин, оборудование оптическими датчиками контроля температуры подземных скважин с установкой датчиков на устьях подземных скважин, закачку пара в поверхностные нагнетательные скважины, прекращение закачки пара при повышении температуры и отбор нефти из подземных скважин, и отличительных существенных признаков, таких как установка на устьях подземных добывающих скважин устройства закрытой системы сбора нефти, накопление нефти в накопительных емкостях закрытой системы сбора нефти и передача сигнала о достижении установленного верхнего предела уровня нефти в накопительной емкости по оптоволоконному кабелю на компьютер, обработка информации и выдача команды на открытие запорных устройств, установленных на сливных патрубках накопительных емкостей, слив нефти в трубопровод закрытой системы сбора нефти и дальнейшую транспортировку нефти самотеком по трубопроводу закрытой системы сбора нефти в зумпф участкового накопительного устройства, передача сигнала о достижении установленного нижнего предела уровня нефти в накопительной емкости по оптоволоконному кабелю на компьютер, обработка информации и выдача команды на закрытие запорного устройства и прекращение слива нефти из накопительных емкостей в трубопровод закрытой системы сбора нефти, осуществление автоматического расчета дебита добывающих скважин по разнице поступления во времени сигналов от сигнализаторов уровня нефти с учетом заранее введенных данных о длине, угле наклона, диаметре обсадной трубы добывающей скважины и объеме накопительной емкости, с последующим принятием решения о целесообразности ремонта или о продолжении эксплуатации скважины.

Согласно пункту 2 формулы изобретения, оптоволоконные кабели сбора информации и выдачи команд на управление запорными устройствами объединяют в группы, например, по пять скважин.

Поставленная задача решается с помощью признаков, указанных в п. 3 формулы изобретения, таких как устройство закрытой системы сбора нефти, для осуществления вышеописанного способа, представляющее собой накопительные емкости, выполненные в виде вертикальных сосудов, подключенных к добывающим скважинам посредством наклонного патрубка, нижний конец которого расположен ниже уровня добывающей скважины, при этом накопительная емкость снабжена вспомогательным стаканом, верхний торец которого расположен выше входа в накопительную емкость наклонного патрубка подачи нефти из добывающей скважины, вспомогательный стакан подключен сливным патрубком с установленным на нем запорным устройством к трубопроводу сбора нефти, при этом в верхней конической части накопительной емкости установлен дыхательный клапан с перепускным трубопроводом, связанным с верхним не заполненным нефтью объемом трубопровода закрытой системы сбора нефти, причем на уровне верхнего торца вспомогательного стакана установлен сигнализатор нижнего уровня нефти, а в верхней части емкости установлен сигнализатор верхнего уровня нефти.

Согласно п. 4 формулы изобретения, в качестве запорного устройства на сливном патрубке накопительной емкости используют, например, шаровой кран с электрическим приводом.

Согласно п. 5 формулы изобретения, накопительная емкость подключена к трубопроводу закрытой системы сбора нефти для транспортировки нефти самотеком в зумпф участкового накопительного устройства.

Совокупность существенных признаков как по способу, так и по устройству позволяет получить следующий технический результат: обеспечивает накопительный режим работы добывающих скважин и предотвращает прорыв пара из добывающей скважины, позволяет повысить темп отбора нефти на участке и коэффициент извлечения нефти, сократить потери тепла, уносимого вентиляционной струей при прорывах пара в горную выработку по добывающей скважине, снизить температуру в горной выработке и улучшить условия обслуживания подземных скважин, а также измерять дебит скважин и принимать своевременное решение о целесообразности продолжения эксплуатации или о ремонте скважины.

Предлагаемые изобретения иллюстрируются чертежами, на которых изображены:

на фиг. 1 - схема устройства для осуществления предложенного способа;

на фиг. 2-4 - фазы накопления нефти, поясняющие работу устройства.

Предлагаемый способ осуществляют в следующей последовательности.

Способ шахтной разработки месторождения высоковязкой нефти включает проходку горных выработок, бурение поверхностных нагнетательных и подземных добывающих скважин, оборудование оптическими датчиками для контроля температуры подземных скважин с установкой датчиков на устьях подземных скважин, закачку пара в поверхностные нагнетательные скважины, прекращение закачки пара при повышении температуры и отбор нефти из подземных скважин. На устьях подземных добывающих скважин устанавливают устройство закрытой системы сбора нефти, осуществляют накопление нефти в накопительных емкостях закрытой системы сбора нефти и передачу сигнала о достижении установленного верхнего предела уровня нефти в накопительной емкости по оптоволоконному кабелю в компьютер. Обрабатывают информацию и выдают команды на открытие запорных устройств, установленных на сливных патрубках накопительных емкостей, сливают нефть в трубопровод закрытой системы сбора нефти и осуществляют дальнейшую транспортировку нефти самотеком по трубопроводу закрытой системы сбора нефти в зумпф участкового накопительного устройства, передают сигнал о достижении установленного нижнего предела уровня нефти в накопительной емкости по оптоволоконному кабелю в компьютер, осуществляют обработку информации и выдачу команды на закрытие запорного устройства и прекращение слива нефти из накопительных емкостей в трубопровод закрытой системы сбора нефти, затем осуществляют автоматический расчет дебита добывающих скважин по разнице поступления во времени сигналов от сигнализаторов уровня нефти с учетом заранее введенных данных о длине, угле наклона, диаметре обсадной трубы добывающей скважины и объеме накопительной емкости с последующим принятием решения о целесообразности ремонта или о продолжении эксплуатации скважины. Оптоволоконные кабели сбора информации и выдачи команд на управление запорными устройствами объединяют в группы, например, по пять скважин.

Пример осуществления изобретения

Предлагаемый способ может быть реализован на Ярегском месторождении высоковязкой нефти.

На добычном участке (фиг. 1) осуществляют проходку горных выработок 1, бурение поверхностных нагнетательных скважин 2 и подземных добывающих скважин 3. В горных выработках 1 на устье каждой подземной добывающей скважины 3 устанавливают устройство закрытой системы сбора нефти 4. Устройство закрытой системы сбора нефти 4 включает накопительные емкости 5, наклонный патрубок 6 подачи нефти из добывающей скважины 3, сливной патрубок 7 с запорным устройством 8, представляющим собой шаровой кран 9 с электрическим приводом 10, дыхательный клапан 11 с перепускным трубопроводом 12, трубопроводы 13 закрытой системы сбора нефти. В накопительной емкости 5 устанавливают вспомогательный стакан 14, сигнализаторы верхнего 15 и нижнего 16 уровней нефти. Трубопроводы 13 обеспечивают транспортировку нефти в зумпф 17 участкового накопительного устройства (Фиг. 1).

На устье каждой подземной добывающей скважины 3 также устанавливают оптические датчики температуры 18. Информация от датчиков температуры 18, сигнализаторов уровня нефти 15 и 16, электрического привода 10 запорных устройств 8 по каналам передачи информации 19, 20 и 21 поступает в групповой коммутационно-управляющий пост 22, устанавливаемый в горной выработке 1 для каждых пяти добывающих скважин 3. Сгруппированная информация по оптоволоконному кабелю канала передачи информации 23 поступает на компьютер 24 поверхностного диспетчерского пункта. Поверхностные нагнетательные скважины 2 оборудуют управляющими устройствами 25 по регулированию закачки пара и узлами 26 учета расхода и параметров пара. К запорным устройствам 8 и коммутационно-управляющему посту 22 подводится кабель подачи электроэнергии 26 (Фиг. 1).

По поверхностным нагнетательным скважинам 2 подают перегретый водяной пар и прогревают участок добычи нефти. Под термическим воздействием пара нефть переходит в жидкое состояние и вместе с конденсатом поступает в добывающую скважину 3, при этом при наличии трещин в породе возможен прорыв пара в добывающую скважину 3.

При этом закрытое устройство сбора нефти 4 работает следующим образом.

В первой фазе нефть поступает в накопительную емкость 5, и при достижении нижнего уровня нефти сигнализатор 16 выдает соответствующий сигнал на компьютер 24 (Фиг. 2). Поскольку нефть подается в накопительную емкость 5 по наклонному патрубку 6 подачи нефти из добывающей скважины 3, а верхний торец вспомогательного стакана 14 находится выше входного отверстия наклонного патрубка 6, объем не слитой нефти в накопительной емкости 5 и наклонном патрубке 6 препятствует проникновению пара в накопительную емкость 5. Ранее попавший в накопительную емкость 5 пар конденсируется, и при росте давления в накопительной емкости 5 выше предельно допустимого часть пара перепускается дыхательным клапаном 11 в трубопровод 13 системы сбора нефти по перепускному трубопроводу 12.

В следующей фазе происходит накопление нефти в накопительной емкости 5 и добывающей скважине 3 (Фиг. 3). После наполнения накопительной емкости 5 сигнализатор 14 верхнего уровня выдает соответствующий сигнал на компьютер 24, управляющая программа фиксирует время поступления сигнала и формирует команду на открытие запорного устройства 8, электрический привод 10 открывает шаровой кран 9, и начинается слив нефти в трубопровод 13 закрытой системы сбора нефти, по которому нефть самотеком сливается в зумпф 17 участкового накопительного устройства (Фиг. 4).

При достижении нижнего уровня нефти сигнализатор 16 нижнего уровня нефти выдает соответствующий сигнал на компьютер 24, управляющая программа фиксирует время поступления сигнала и формирует команду на закрытие запорного устройства 8, электрический привод 10 закрывает шаровой кран 9 и прекращает слив нефти из накопительной емкости 5.

Вся система переходит в состояние, соответствующее фазе 2, и цикл работы повторяется.

Управляющая программа по разнице во времени поступления сигналов от сигнализаторов 15 и 16 и на основании введенных ранее данных о длине, угле наклона, диаметре обсадной трубы добывающей скважины 3 и объеме накопительной емкости 5 рассчитывает дебит добывающей скважины 3, а оператор или программа в автоматическом режиме принимает решение о целесообразности ремонта или о продолжении эксплуатации добывающей скважины 3.

Одновременно с процессом накопления нефти в накопительных емкостях 5 оптические датчики температуры в постоянном режиме передают на компьютер 24 значения температуры нефти, поступающей из добывающей скважины 3. В результате обработки полученной информации по подземным добывающим скважинам 3 и поверхностным нагнетательным скважинам 2 оператор или управляющая программа в автоматическом режиме выдает команды управляющим устройствам 25 по регулированию закачки пара, при этом узлы 26 учета расхода и параметров пара передают информацию на компьютер 24.

Использование указанного выше способа и закрытого устройства сбора нефти позволяет повысить темп отбора нефти на участке и коэффициент извлечения нефти, сократить потери тепла, уносимого вентиляционной струей при прорывах пара в горную выработку по добывающей скважине, снизить температуру в подземной горной выработке (буровой галерее) и улучшить условия обслуживания подземных скважин, а также измерять дебит скважин и принимать своевременное 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.

Группа изобретений относится к нефтяной промышленности. Технический результат - обеспечение накопительного режима работы добывающих скважин, предотвращение прорыва пара из добывающей скважины, повышение темпа отбора и коэффициента извлечения нефти, сокращение потерь тепла, снижение температуры в горной выработке, возможность измерять дебит и принимать решение о продолжения эксплуатации или ремонте скважины. Способ шахтной разработки месторождения высоковязкой нефти включает проходку горных выработок, бурение поверхностных нагнетательных и подземных добывающих скважин, оборудование оптическими датчиками для контроля температуры подземных скважин с установкой датчиков на устьях подземных скважин, закачку пара в поверхностные нагнетательные скважины, прекращение закачки пара при повышении температуры и отбор нефти из подземных скважин. Причем на устье подземных добывающих скважин устанавливают устройство закрытой системы сбора нефти, осуществляют накопление нефти в накопительных емкостях закрытой системы сбора нефти и передачу сигнала о достижении установленного верхнего предела уровня нефти в накопительной емкости по оптоволоконному кабелю в компьютер, обработку информации и выдачу команды на открытие запорных устройств, установленных на сливных патрубках накопительных емкостей, слив нефти в трубопровод закрытой системы сбора нефти и дальнейшую транспортировку нефти самотеком по трубопроводу закрытой системы сбора нефти в зумпф участкового накопительного устройства, передачу сигнала о достижении установленного нижнего предела уровня нефти в накопительной емкости по оптоволоконному кабелю в компьютер, обработку информации и выдачу команды на закрытие запорного устройства и прекращение слива нефти из накопительных емкостей в трубопровод закрытой системы сбора нефти. Затем осуществляют автоматический расчет дебита добывающих скважин по разнице поступления во времени сигналов от сигнализаторов уровня нефти с учетом заранее введенных данных о длине, угле наклона, диаметре обсадной трубы добывающей скважины и объеме накопительной емкости с последующим принятием решения о целесообразности ремонта или о продолжении эксплуатации скважины. Устройство закрытой системы сбора нефти представляет собой накопительные емкости, выполненные в виде вертикальных сосудов, подключенных к добывающим скважинам посредством наклонного патрубка, нижний конец которого расположен ниже уровня добывающей скважины, при этом накопительная емкость снабжена вспомогательным стаканом, верхний торец которого расположен выше входа в накопительную емкость наклонного патрубка подачи нефти из добывающей скважины, вспомогательный стакан подключен сливным патрубком с установленным на нем запорным устройством к трубопроводу сбора нефти, при этом в верхней конической части накопительной емкости установлен дыхательный клапан с перепускным трубопроводом, связанным с верхним не заполненным нефтью объемом трубопровода закрытой системы сбора нефти, причем на уровне верхнего торца вспомогательного стакана установлен сигнализатор нижнего уровня нефти, а в верхней части емкости установлен сигнализатор верхнего уровня нефти. 2 н. и 3 з.п. ф-лы, 4 ил.

1. Способ шахтной разработки месторождения высоковязкой нефти, включающий проходку горных выработок, бурение поверхностных нагнетательных и подземных добывающих скважин, оборудование оптическими датчиками для контроля температуры подземных скважин с установкой датчиков на устьях подземных скважин, закачку пара в поверхностные нагнетательные скважины, прекращение закачки пара при повышении температуры и отбор нефти из подземных скважин, отличающийся тем, что на устье подземных добывающих скважин устанавливают устройство закрытой системы сбора нефти, осуществляют накопление нефти в накопительных емкостях закрытой системы сбора нефти и передачу сигнала о достижении установленного верхнего предела уровня нефти в накопительной емкости по оптоволоконному кабелю в компьютер, обработку информации и выдачу команды на открытие запорных устройств, установленных на сливных патрубках накопительных емкостей, слив нефти в трубопровод закрытой системы сбора нефти и дальнейшую транспортировку нефти самотеком по трубопроводу закрытой системы сбора нефти в зумпф участкового накопительного устройства, передачу сигнала о достижении установленного нижнего предела уровня нефти в накопительной емкости по оптоволоконному кабелю в компьютер, обработку информации и выдачу команды на закрытие запорного устройства и прекращение слива нефти из накопительных емкостей в трубопровод закрытой системы сбора нефти, затем осуществляют автоматический расчет дебита добывающих скважин по разнице поступления во времени сигналов от сигнализаторов уровня нефти с учетом заранее введенных данных о длине, угле наклона, диаметре обсадной трубы добывающей скважины и объеме накопительной емкости с последующим принятием решения о целесообразности ремонта или о продолжении эксплуатации скважины.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что оптоволоконные кабели сбора информации и выдачи команд на управление запорными устройствами объединяют в группы, например, по пять скважин.

3. Устройство закрытой системы сбора нефти для осуществления способа по п. 1, характеризующееся тем, что представляет собой накопительные емкости, выполненные в виде вертикальных сосудов, подключенных к добывающим скважинам посредством наклонного патрубка, нижний конец которого расположен ниже уровня добывающей скважины, при этом накопительная емкость снабжена вспомогательным стаканом, верхний торец которого расположен выше входа в накопительную емкость наклонного патрубка подачи нефти из добывающей скважины, вспомогательный стакан подключен сливным патрубком с установленным на нем запорным устройством к трубопроводу сбора нефти, при этом в верхней конической части накопительной емкости установлен дыхательный клапан с перепускным трубопроводом, связанным с верхним не заполненным нефтью объемом трубопровода закрытой системы сбора нефти, причем на уровне верхнего торца вспомогательного стакана установлен сигнализатор нижнего уровня нефти, а в верхней части емкости установлен сигнализатор верхнего уровня нефти.

4. Устройство по п. 3, отличающееся тем, что в качестве запорного устройства на сливном патрубке накопительной емкости используют, например, шаровой кран с электрическим приводом.

5. Устройство по п. 3, отличающееся тем, что накопительная емкость подключена к трубопроводу закрытой системы сбора нефти для транспортировки нефти самотеком в зумпф участкового накопительного устройства.